Metodologías para la Implementación de los Mecanismos flexibles de Kioto – Mecanismo de Desarrollo Limpio en Latinoamérica

Programa ProgramaSynergy Synergy

México

Medellín

MDL

Madrid

Buenos Aires

Abril 2005 Guía Latinoamericana del MDL

Presentación El Protocolo de Kioto, ya en vigor, supone un hito importante en la historia de la política ambiental. Por primera vez la comunidad internacional se ha dotado de un tratado con carácter vinculante para buscar soluciones a los problemas que se derivan del cambio climático. Este fenómeno de carácter global afecta al conjunto del planeta y, por tanto, debe gestionarse en el marco de la cooperación multilateral. El tratamiento internacional del cambio climático y la necesidad de gestionarlo de manera conjunta, ha llevado a la utilización de nuevos procedimientos. Uno de los instrumentos más valiosos contemplados en el Protocolo de Kioto es el denominado Mecanismo para un Desarrollo Limpio (MDL). Su finalidad es flexibilizar las opciones para el cumplimiento de los objetivos de reducción, limitación del crecimiento o estabilización de las emisiones de gases de efecto invernadero que los países industrializados han adquirido al ratificar dicho Protocolo. Por ello, UNESA, en colaboración con otras Instituciones de gran prestigio inició, en abril de 2003, el proyecto “Metodologías para la implementación de los mecanismos flexibles de Kioto – Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL)”, dentro del programa Synergy de la Comunidad Europea. Este Proyecto ha sido desarrollado en dos fases: 1) En la primera, se elaboró una primera versión de la Guía Latinoamericana sobre el MDL, y su aplicación para esta región. 2) En la segunda fase, se difundió la Guía elaborada, tanto en América Latina como en Europa, a través de cuatro Seminarios de trabajo en México DF (México), Medellín (Colombia), Buenos Aires (Argentina) y Madrid (España). En estos eventos participaron en total unos seiscientos especialistas e interesados en el tema del MDL. En el Proyecto han participado, además de la Asociación Española de la Industria Eléctrica (UNESA) como contratista principal, las siguientes Instituciones: Universidad Politécnica de Madrid (UPM), en España; Fraunhofer Institut Für System Technik Und Innovations Forschung (FhG-ISI), en Alemania; Instituto Mexicano del Petróleo (IMP); Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE), y la Facultad de Ingeniería de la Universidad Autónoma de México (FI-UNAM), en México; la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), en Quito (Ecuador), y la Comisión de Integración Energética Regional (CIER), en Montevideo (Uruguay). Como puede verse, todas las Instituciones participantes gozan de un gran prestigio internacional y proceden de diversos ámbitos: gubernamental, empresarial, académico y de investigación. Ello ha permitido enfocar el tema del Mecanismo de Desarrollo Limpio desde varias ópticas, lo que consideramos ha sido de gran importancia para el buen desarrollo del proyecto. El hecho de haber conseguido una participación institucional tan numerosa conlleva una gran complejidad en su coordinación. Sin embargo, el entusiasmo y trabajo de todos los participantes, así como el haber podido complementarla con aportaciones realizadas por especialistas que han participado en los cuatro Seminarios a que hemos hecho referencia, es lo que ha permitido que dispongamos hoy de este documento que consideramos de gran interés. Estamos seguros que esta Guía facilitará, sin duda, todo el proceso de identificación de proyectos MDL que puedan interesar tanto a los países Latinoamericanos, como a la

Unión Europea, para facilitar el cumplimiento de los compromisos adquiridos con la firma del Protocolo de Kioto. Entiendo que, tanto la Unión Europea como los demás partícipes, podemos estar satisfechos de haber contribuido de forma notable a que un aspecto tan importante como el medio ambiente y la calidad del desarrollo sostenible puedan ir de la mano, manteniendo y fortaleciendo el sistema de intercambios entre los países latinoamericanos y europeos, basados en economías de mercado. Una característica importante de esta Guía que creemos debe señalarse, ha sido el gran esfuerzo realizado por los autores para la mayor utilización posible del idioma español en la terminología de este mecanismo. Además, se ha procurado emplear términos que fueran comprendidos en todos los países de Latinoamericanos, así como en España y la Unión Europea. En algunos casos no se ha podido utilizar nuestro idioma, dado que existen términos o siglas del idioma inglés que están profundamente arraigados entre los expertos en este tema (la petición de registro de un Proyecto MDL debe hacerse en el idioma inglés); por ello, en estos casos se ha tenido que optar por la utilización del inglés. Además, se ha hecho un importante esfuerzo en emplear palabras que tuvieran el mismo significado en todos los países de Latinoamérica, es decir, desde el Río Grande, en América del Norte, hasta la Tierra de Fuego, en América del Sur. Debe, por tanto, valorarse el esfuerzo que se ha hecho en la etapa de edición de la Guía. Como Presidente del Comité Director del Proyecto, quiero agradecer a la Comisión Europea la confianza puesta en nosotros para la realización de un proyecto que consideramos de gran interés para las actividades de las Instituciones participantes en este Proyecto. Asimismo, nuestro agradecimiento en nombre de los miembros del Comité Director, a los autores de la Guía, ya que con su esfuerzo y dedicación han permitido elaborar un documento que pienso será de gran utilidad para los interesados en el desarrollo de proyectos MDL en los Países Latinoamericanos, en colaboración con organizaciones gubernamentales o privadas de los países europeos. Deseo expresar también nuestro reconocimiento a todas las entidades, públicas y privadas, que han colaborado en este Proyecto, tanto en la elaboración de esta Guía, como en la organización y participación de los cuatro Seminarios de trabajo realizados en el contexto de este Proyecto, en especial quiero destacar a los Ministerios de Energía y de Medio Ambiente de los países en donde se han realizado estos Seminarios, así como a otras entidades que han colaborado de forma muy importante en la organización de los seminarios impartidos, como son las Empresas Públicas de Medellín y el Comité Argentino del CIER (CACIER). Quiero, asimismo, manifestar que UNESA, y las otras Instituciones participantes en el Proyecto, seguiremos prestando toda nuestra colaboración en estos programas, tanto de forma directa, si ello es posible, como a través de nuevos programas de la Comisión Europea, lo que permitirá fomentar las energías renovables y las mejoras en la eficiencia de los sistemas energéticos de los países Latinoamericanos, en donde las empresas españolas y europeas están apostando con fuertes inversiones para el mutuo desarrollo económico. No me queda más que agradecer la colaboración prestada a todas las Instituciones participantes con UNESA en este Proyecto, ya que su apoyo y esfuerzo han permitido llegar al objetivo final que nos habíamos propuesto. Pedro Rivero Torre Presidente del Comité Director II

Autores

Los autores de esta Guía han formado parte de un Grupo de Trabajo que se estableció en la organización del Proyecto. Son los siguientes: •

Bauer Ephrussi, Mariano, Coordinador en México, IMP (Instituto Mexicano de Petróleo), México.

•

Belza, Juan Carlos, CIER (Comisión de Integración Energética Regional), Uruguay.

•

Betz, Regina, FHg-ISI (Fraunhofer Institut Für Systems Techinks und Innovation Forschung), Alemania.

•

Chiliquinga, Byron, OLADE (Organización Latinoamérica de Energía), Ecuador.

•

Gasca Ramírez, Jorge Raúl, IMP (Instituto Mexicano de Petróleo), México.

•

Gil Sordo, Vicente, Editor de la Guía, UNESA (Asociación Española de la Industria Eléctrica), España.

•

Muñoz Ledo Carranza, Ramón, IIE (Instituto de Investigaciones Eléctricas), México.

•

Pineda Barrio, Lourdes, UNESA (Asociación Española de la Industria Eléctrica), España.

•

Reinking C., Arturo, UNAM (Universidad Nacional Autónoma), México.

•

Rivero Fernández, Cristina, UNESA (Asociación Española de la Industria Eléctrica), España.

•

Saiz de Bustamante, Amalio, Coordinador del Proyecto, UPM (Universidad Politécnica de Madrid), España.

•

Toro, Felipe, FHg-ISI (Fraunhofer Institut Für Systems Techinks und Innovation Forschung), Alemania.

Además, hay que agradecer a Dª Julia Martínez Fernández del Instituto Nacional de Ecología (INE) de México, por su importante colaboración en el capítulo 8 de la Guía.

III

Este grupo de expertos ha trabajado bajo la orientación y el apoyo de los miembros del Comité Director del Proyecto, formado por:

Presidente:

Rivero Torre, Pedro, Vicepresidente y Director General de UNESA.

Vocales:

León, Gonzalo, Vicerrector de Investigación, UPM, España. Eichhamer, Wolfgang, Deputy Head Dept. of Energy, FHg-ISI, Alemania. Gázquez Mateos, José Luis, Director Ejecutivo de Investigación y Posgrado, IMP, México. González Santaló, José Miguel, Director de Sistemas Mecánicos, IIE, México. Ferrando Bravo, Gerardo, Director Facultad de Ingeniería, FI-UNAM, México. Cisneros Gárate, Pablo, Director Ejecutivo, CIER(*), Uruguay. Pérez Pallarés, Diego, Secretario Ejecutivo, OLADE, Ecuador.

(*)

En la primera parte del proyecto el representante de CIER fue D. Juan Carlos Alvarez Salomón.

Agradecimientos

El Comité Director y los autores de este documento, quieren agradecer a los representantes de las Autoridades Nacionales Designadas y a todos los participantes que han asistido a los Seminarios de trabajo realizados en este Proyecto, los comentarios y observaciones que han dado sobre esta Guía. Ello ha contribuido a mejorar de forma notable este documento.

IV

Contenidos

V

Programa Synergy

Abril 2005

Guía Latinoamericana del MDL

VI

Resumen Ejecutivo Indice Capítulos Capítulo 1. Introducción 1.1 Antecedentes 1.2 Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) 1.3 Protocolo de Kioto y los acuerdos de Marrakech 1.4 Mecanismos de flexibilidad. Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) 1.5 Situación actual del mecanismo MDL 1.6 Latinoamérica en el contexto mundial de emisiones de gases de efecto invernadero 1.7 Mercado Internacional del Carbono

Capítulo 2. Principios fundamentales Desarrollo Limpio (MDL)

del

Mecanismo

de

2.1 Concepto del mecanismo de desarrollo limpio 2.2 Actores y funciones que desarrollan 2.2.1 2.2.2 2.2.3 2.2.4 2.2.5

Participantes del proyecto (PP) Autoridad Nacional Designada (AND) Entidad Operacional Designada (EOD) Junta Ejecutiva (JE) País anfitrión

2.3 Requisitos de elegibilidad que deben cumplirse en el MDL 2.3.1 País anfitrión 2.3.2 País incluido en Anexo I 2.3.3 El propio proyecto

2.4 Calendario de implantación del MDL 2.5 Las Reducciones Certificadas de Emisiones (RCE)

Capítulo 3. Ciclo de un proyecto MDL 3.1 Las etapas de un Proyecto MDL 3.2 Diseño 3.2.1 3.2.2 3.2.3 3.2.4 3.2.5 3.2.6 3.2.7

Base de referencia o Línea base Adicionalidad Periodo de acreditación Vigilancia Repercusiones ambientales Comentarios y alegaciones de los interesados Aprobación por el País anfitrión

3.3 Validación 3.4 Registro VII

3.5 3.6 3.7 3.8

Implantación y Vigilancia Verificación y Certificación Expedición de Reducciones Certificadas de Emisiones (RCE) Medida y cálculo de emisiones de gases efecto invernadero (GEI) 3.8.1 Medida de emisiones 3.8.2 Cálculo de las emisiones 3.8.3 Base de referencia en un sistema eléctrico

Capítulo 4. Aplicación Práctica del Formato de Diseño de un Proyecto MDL 4.1 Descripción general de la actividad de proyecto (Sección A del DDP) 4.1.1. 4.1.2. 4.1.3. 4.1.4.

Título de la actividad de proyecto (A.1) Descripción de la actividad de proyecto (A.2) Participantes en el proyecto (A.3) Descripción técnica de la actividad de proyecto (A.4)

4.2 Aplicación de la metodología de la base de referencia (Sección B del DDP) 4.2.1. Título y referencia de la metodología de base de referencia aplicada a la actividad de proyecto (B.1) 4.2.2 Descripción del modo en que se aplica la metodología en el contexto de la actividad de proyecto (B.2) 4.2.3 Descripción de cómo las emisiones antropógenas de GEI por fuentes, se reducen por debajo de la que se produciría en la ausencia de la actividad de proyecto MDL registrado. (B.3) 4.2.4 Descripción de cómo la definición del ámbito del proyecto está relacionada con la metodología utilizada para la base de referencia. (B.4) 4.2.5 Detalles del establecimiento de la base de referencia. (B.5)

4.3 Duración de la actividad de proyecto/período de acreditación (Sección C del DDP) 4.3.1. Duración de la actividad de proyecto (C.1) 4.3.2 Selección del período de acreditación e información complementaria (C.2)

4.4 Aplicación de la metodología y el plan de vigilancia (Sección D del DDP) 4.4.1. Nombre y referencia de la metodología de vigilancia aprobada, aplicada a la actividad de proyecto (D.1) 4.4.2 Justificación de la elección de la metodología y razón por la que es aplicable al proyecto (D.2) 4.4.3 Procedimientos de Control de calidad y Garantía de calidad que se aplicarán a los datos de la vigilancia. (D.3) 4.4.4 Describir la estructura funcional y de gestión que el operador del proyecto implementará para la vigilancia de las reducciones de emisión y de cualquier fuga, generadas por la actividad de proyecto (D.4) 4.4.5 Nombre de la persona/entidad que determina la metodología de vigilancia (D.5)

4.5 Estimación de las emisiones de GEI por fuentes (Sección E del DDP) 4.5.1. Estimación de las emisiones de GEI por fuentes de la actividad del proyecto (E.1) 4.5.2 Fugas estimadas (E.2) VIII

4.5.3 4.5.4 4.5.5 4.5.6

La suma de E.1 y E.2 representa las emisiones totales de la actividad de proyecto (E.3) Emisiones antropógenas estimadas de GEI por fuentes de la base de referencia (E.4) La Diferencia entre los valores estimados de E.4 y E.3, representa las reducciones de emisión de la actividad del proyecto (E.5) Tabla de los valores obtenidos cuando se aplican las fórmulas anteriores (E.6)

4.6 Evaluación del impacto ambiental (Sección F del DDP) 4.6.1

Documentación sobre el análisis de las repercusiones ambientales, incluidas las transfronterizas. (F.1)

4.6.2

Si los participantes en el proyecto o la Parte anfitrión consideran que las repercusiones ambientales son significativas, deben darse las conclusiones y todas las referencias documentales de una evaluación de impacto ambiental que haya sido realizada de conformidad con los procedimientos fijados por la Parte anfitrión. (F.2)

4.7 Alegaciones o comentarios de los interesados (Sección G del DDP) 4.7.1 4.7.2 4.7.3

Breve descripción del proceso de invitación o recopilación de las alegaciones o comentarios de los interesados locales. (G.1.) Resumen de las alegaciones o comentarios recibidos. (G.2) Informe sobre la forma en que se han tenido en cuenta las alegaciones o comentarios recibidos. (G.3)

4.8 Formulario de los anexos al Documento del Proyecto

Capítulo 5. Proyectos MDL de Pequeña Escala 5.1 Definición y clasificación de proyectos 5.2 Modalidades y Procedimientos simplificados 5.2.1 5.2.2 5.2.3 5.2.4 5.2.5 5.2.6

Agrupación de actividades Simplificación del documento de diseño de proyecto (DDP) Función de las Entidades Operacionales Designadas (EOD) Agilización del registro Simplificación de las metodologías Reducción de los costos de registro

5.3 Metodologías aprobadas

Capítulo 6. Costos de transacción, riesgos y financiación de los proyectos MDL 6.1 Costos de transacción de proyectos MDL CI 6.1.1 6.1.2 6.1.3

Estimación de los costos de transacción por etapas del ciclo del proyecto Estimación de los costos de transacción para un proyecto MDL de pequeña escala Estimación de los costos de transacción para proyectos tipo – energéticos IX

6.2 Riesgos de Inversión en los Proyectos MDL 6.2.1. Principios Fundamentales 6.2.2. Riesgos asumidos por los participantes en un proyecto MDL

6.3 Financiación de los Proyectos MDL 6.3.1. Agentes y Modelos de Financiación 6.3.2. Instituciones Financieras y Fondos de Interés para el desarrollo de Proyectos MDL y otras actividades relacionadas con el Cambio Climático 6.3.3. Conclusiones

Capítulo 7. Mercado Internacional del Carbono 7.1 Propiedad de los Certificados CI 7.1.1

Contratos de Compra – Venta de certificados

7.2 Transacciones de Certificados 7.2.1. Tipos de Comercialización 7.2.2. Clases de Transacciones

7.3 Fondos de Carbono 7.3.1 7.3.2

Carbon Finance Business (CFB) del Banco Mundial Programa Senter del Gobierno de los Países Bajos

7.4 Mercado de los mecanismos flexibles de Kioto 7.5 Mercado de derechos de emisión de GEI en el ámbito de la Unión Europea 7.5.1. La integración de las RCE en el mercado europeo 7.5.2. Demanda Europea de RCE

Capítulo 8. Forestación y Reforestación. Sumideros de Carbono 8.1. Los sumideros de carbono en el cómputo de emisiones netas de las Partes 8.2. Los sumideros de carbono en el Mecanismo de Desarrollo Limpio 8.2.1 8.2.2

Aspectos generales Definiciones: Forestación, Reforestación y Bosque

8.3 La complejidad de los sumideros en el MDL 8.3.1 8.3.2 8.3.3 8.3.4

Permanencia del carbono capturado Base de referencia o Línea base Fugas Adicionalidad

8.4 Requisitos adicionales para proyectos de sumideros de carbono en el MDL 8.5 Proyectos de forestación y reforestación de pequeña escala 8.5.1

Metodologías de base de referencia y de vigilancia simplificadas

8.6 Sumideros de Carbono en Latinoamérica

X

Capítulo 9. Oportunidades de Desarrollo del MDL en los Países de Latinoamérica 9.1 Situación actual de Proyectos MDL a nivel mundial 9.2 Situación actual de Proyectos MDL en Latinoamérica 9.3 Oportunidades de desarrollo del MDL entre los países Latinoamericanos y Europeos Apéndice: Resúmenes por Países

Indice Adendas Adenda I: 1. 2.

El Mecanismo de Desarrollo Limpio y el Desarrollo Sostenible

Criterios básicos e Indicadores del Desarrollo Sostenible (DS) Contribución de un proyecto MDL al Desarrollo Sostenible

Adenda II: Seminarios de Trabajo realizados dentro del

Proyecto

Otros Apartados complementarios Lista de Tablas Lista de Gráficos Lista de Recuadros (Ejemplos prácticos) Acrónimos Unidades Glosario de Términos Lista de Autoridades Nacionales Designadas

XI

Anexos Técnicos

Anexo 1:

Preguntas orientadoras adicionalidad

sobre

indicadores

Anexo 2:

Procedimiento consolidado para adicionalidad de proyectos MDL

Anexo 3:

Formato del Documento de Diseño de un Proyecto MDL (PDD – CDM)

demostrar

de la

(Project Design Document Form (PDD-CDM) Version 02 - in effect as off: 1 July 2004)

Anexo 4:

Propuesta de Nueva Metodología: Base de Referencia (CDM – NMB) (Proposed New Methodology: Baseline (CDM-NMB) Version 01 in effect as off: 1 July 2004)

Anexo 5:

Propuesta de Nueva Metodología: Vigilancia (CDM – NMM) (Proposed New Methodology: Monitoring (CDM-NMM) Version 01 in effect as off: 1 July 2004)

Anexo 6:

Documento de Diseño simplificado de un Proyecto MDL de pequeña escala (SSC – PDD)

Bibliografía

XII

Resumen Ejecutivo

XIII

XIV

Resumen Ejecutivo El Protocolo de Kioto contempla la utilización de tres mecanismos de flexibilidad para ayudar al cumplimiento de las obligaciones contraídos por los países desarrollados respecto a la limitación de los Gases de Efecto Invernadero (GEI): el Comercio de Emisiones, y dos mecanismos basados en la realización de proyectos, como son, la Aplicación Conjunta (AC) y el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL). El Mecanismo de Desarrollo Limpio, definido en el Artículo 12 del Protocolo de Kioto, presenta un doble objetivo: ayudar a los países en desarrollo en la consecución de su desarrollo sostenible mediante la implantación en su territorio de proyectos que permitan obtener reducciones certificadas de emisiones de GEI y, por otra parte, ayudar a los países desarrollados en el cumplimiento de sus compromisos cuantificados de limitación y/o reducción de emisiones. Esta Guía tiene como objetivo fundamental la implementación de proyectos MDL en los países Latinoamericanos, y debe ser considerada como una “herramienta” de ayuda para aquellos que estén interesados en el tema, presentando, por un lado, una visión general del mecanismo y, por otro, profundizando en algunos conceptos fundamentales del mismo. En este caso se han expuesto numerosos ejemplos para facilitar la comprensión del lector. El Capítulo 1º estudia los antecedentes del Mecanismo de Desarrollo Limpio: la Convención Marco de Naciones Unidas sobre el cambio climático ratificada en 1994, cuyo objetivo final es la estabilización de los gases de efecto invernadero antropogénicos en la atmósfera, y el Protocolo de Kioto –en vigor desde el 16 de Febrero de 2005– que establece una reducción promedio de las emisiones de dichos gases del 5,2% para los países desarrollados, teniendo como año de referencia el 1990. Los niveles de emisiones de cada país deberán calcularse como promedio de los años 2008-2012. Finaliza este capítulo con un análisis general de la situación de los proyectos MDL en el área Latinoamericana y presentando las características más importantes del emergente Mercado Internacional del Carbono, así como también la situación actual del Mercado de Derechos de Emisiones en la Unión Europea. El Capítulo 2º establece los conceptos fundamentales del MDL, donde los participantes del proyecto, que deben ser autorizados por una Parte del Protocolo de Kioto, implementan un proyecto en un país en desarrollo, contribuyendo con ello a su desarrollo sostenible, además de obtener créditos de reducción de emisiones de GEI. La ejecución de un proyecto MDL exige la intervención de varios actores entre los que destacan, además de los participantes del Proyecto, las Autoridades Nacionales Designadas, las Entidades Operativas Designadas y la Junta Ejecutiva del MDL. Las Autoridades Nacionales Designadas deben comprobar que el proyecto contribuye al desarrollo sostenible del País anfitrión y aprobar el documento de diseño del mismo. Las Entidades Operativas Designadas son organismos independientes acreditados por la Junta Ejecutiva del MDL y contratadas por los participantes para validar el diseño, y verificar y certificar las reducciones de emisiones de gases de efecto invernadero conseguidas. La Junta Ejecutiva del MDL supervisa y desarrolla las reglas del MDL, registra los proyectos y expide las reducciones certificadas de emisiones. La Junta Ejecutiva es responsable ante la Conferencia de las Partes, en calidad de Reunión de las Partes del Protocolo de Kioto.

XV

Este capítulo concluye con un análisis de los criterios de elegibilidad que han de ser satisfechos tanto por los países involucrados en el desarrollo de un proyecto MDL, como por el propio proyecto en sí mismo. El Capítulo 3º presenta dos partes diferenciadas: la descripción del ciclo de un proyecto MDL, y el cálculo de la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. El diseño de un proyecto MDL debe incluir la base de referencia, escenario que representa las emisiones antropógenas de gases de efecto invernadero que se producirían en ausencia del proyecto; el cálculo de la reducción de emisiones debidas al proyecto; una demostración de la adicionalidad del mismo; el plan de vigilancia de la actividad del proyecto y una estimación de la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero durante el período de acreditación del proyecto, es decir, el tiempo que la Junta Ejecutiva aprueba para la generación de reducciones certificadas de emisiones por el mismo. Un proyecto es adicional si sus emisiones son inferiores a las que se producirían utilizando las prácticas o escenarios habituales en la región geográfica o en el sector económico de ubicación del mismo. La demostración de la adicionalidad del proyecto constituye un aspecto fundamental del diseño MDL y se trata con amplitud en este capítulo. El Documento del Proyecto deberá contener además de lo indicado en los dos párrafos anteriores, un plan de vigilancia de la actividad del proyecto, con indicación de los datos a medir y archivar, datos que deben ser básicos para el cálculo de las reducciones de emisiones de gases de efecto invernadero conseguidos. El Documento del Proyecto deberá incluir un análisis de impacto ambiental, así como también las alegaciones o comentarios al proyecto, indicándose en este capítulo procedimientos para la realización de ambas tareas. La siguiente etapa del ciclo consiste en la validación del Documento del Proyecto por una Entidad Operacional Designada. Si la validación resulta positiva, esta entidad solicitará de la Junta Ejecutiva del MDL el registro del proyecto. Si el proyecto es aceptado, los participantes pueden proceder a la implantación de las actividades de que consta el proyecto. Una vez que el proyecto esté operativo, los participantes deben proceder a la vigilancia de su funcionamiento y contratar una Entidad Operacional Designada, diferente a la que realizó la validación, para que realice la verificación y certificación de la reducciones de emisiones obtenidas. Asimismo, esta entidad deberá solicitar de la Junta Ejecutiva la expedición de las correspondientes reducciones certificadas de emisiones. El Capítulo 3º finaliza con las ecuaciones básicas para el cálculo de emisiones de los gases de efecto invernadero, ecuaciones que pueden aplicarse, en general, a cualquier tipo de proyectos MDL. Se incluyen varios ejemplos del cálculo de emisiones, pudiéndose destacar los relacionados con los sistemas eléctricos, tanto en su vertiente de generación como en el transporte eléctrico. El Capítulo 4º desarrolla la aplicación del Formato del documento del proyecto establecido por la Junta Ejecutiva, al proyecto mejicano de la Central Hidroeléctrica El Gallo, de 35 MW, cuyo diseño está basado en metodologías de base de referencia y vigilancia que ya han sido aprobadas. La base de referencia o línea base de la Central Hidroeléctrica El Gallo se determina mediante el cálculo del factor de emisión medio en la operación del sistema eléctrico mexicano (excluidas las centrales de bajo coste de operación y aquellas que trabajan en XVI

base), y del factor de emisión de las últimas unidades agregadas al sistema. La adicionalidad se realiza identificando las barreras que se oponen el proyecto, y se demuestra que el proyecto planteado permite superar las mismas. Por otra parte, el Mecanismo de Desarrollo Limpio representa para la mayoría de los países anfitriones un importante potencial para su desarrollo rural. Sin embargo, los costes de transacción podrían constituir una importante barrera para proyectos de pequeño tamaño. Por ello, la Junta Ejecutiva del MDL ha simplificado los procedimientos para proyectos de pequeña escala, tal y como se expone en el Capítulo 5º de la Guía. En el mismo se indica, en función de los tipos y categorías de proyectos, las metodologías simplificadas de base de referencia y de vigilancia a utilizar en estos casos. El Capítulo 6 está dedicado a los aspectos económicos de los proyectos MDL: costos de transacción, riesgos de la inversión y financiación de los mismos. Se entiende por costos de transacción, los costos adicionales que normalmente tiene un proyecto convencional, y que son necesarios para calificar el mismo como proyecto MDL, desde la etapa de su diseño hasta la expedición de las reducciones certificadas de emisiones. En el capítulo se analiza también el impacto de estos costes en los diferentes tipos de tecnologías. Se incluye como ejemplo, el cálculo de estos costes para tres parques eólicos de 10 MW, 20 MW y 50 MW, analizando financiera y económicamente sus efectos en función del valor de la tonelada de CO2 equivalente. Asimismo, se calculan las tasas internas de retorno que tienen su calificación como proyecto MDL. La segunda parte del capítulo 6 contempla los diversos riesgos a los que tienen que hacer frente los participantes en un proyecto MDL: promotor, comprador de las reducciones certificadas de emisiones, o inversores de capital/riesgo. El promotor se enfrenta con riesgos inherentes a los proyectos MDL, tales como la complejidad administrativa e institucional de la Junta Ejecutiva y de las autoridades locales, unido al riesgo tecnológico de la producción de las reducciones de emisiones, retrasos en los tiempos planificados, precios menores de los esperados y riesgos en el marco regulatorio. El comprador de reducciones certificadas de emisiones o las instituciones financieras del proyecto, deberán tomar medidas para mitigar en lo posible el efecto de escenarios adversos que pueden presentarse en cada caso. Finalmente, este capítulo describe las principales instituciones financieras que orientan sus prioridades hacia el desarrollo de proyectos MDL en Latinoamérica. En el Capítulo 7º se presentan, en primer lugar, las características generales de un emergente Mercado Internacional de Certificados, en el cual se negocian las reducciones certificadas de emisiones obtenidas por la implementación de proyectos MDL. Este mercado se ha desarrollado con bastante rapidez durante los dos últimos años, 2003 y 2004, y se espera siga su rápido desarrollo, toda vez que se ha producido la entrada en vigor del Protocolo de Kioto. Este desarrollo se ha basado en el interés que tienen ciertos países desarrollados por adquirir las reducciones certificadas de emisiones, particularmente algunos países europeos, Canadá y Japón. En esta etapa inicial, se están consolidando también algunos mercados regionales independientes, como son el Mercado de Derechos de Emisión Europeo, los mercados de Canadá, Inglaterra y un mercado paralelo en los Estados Unidos y Australia. La importancia del Mecanismo de Desarrollo Limpio obliga a las empresas, tanto públicas como privadas, a profundizar en sus aspectos técnicos y económicos para identificar mejor los riesgos y retos a los que deben hacer frente en este mercado global.

XVII

Por otra parte, el mercado europeo del Comercio de Derechos de Emisión entró en vigor el 1 de Enero de 2005 en los 25 Estados miembros de la Unión Europea. Un aspecto importante de este sistema es que permite que las compañías usen créditos de emisiones provenientes de los proyectos basados en los mecanismos del Protocolo de Kioto, para contribuir a cumplir con las obligaciones contraídas en este protocolo. Este mercado está abierto a la cooperación con otros sistemas de comercio de certificados en otros países que hayan ratificado el Protocolo de Kioto, dando así la posibilidad de expandir notablemente este mercado a nivel global. El Capítulo 8º se dedica al desarrollo de sumideros de carbono en el contexto del MDL. Las actividades antropogénicas han causado un gran impacto sobre suelos y bosques donde, principalmente en los países tropicales, el 25% de las emisiones de CO2 son causadas por la deforestación. La reforestación, sin embargo, reduce este efecto tan negativo. Durante el primer período de compromiso del Protocolo de Kioto, solamente las actividades del uso de la tierra, cambio de uso de la misma y la silvicultura, se consideran proyectos de forestación y reforestación en el marco del MDL. Dado que la retención de carbono en un bosque no es permanente, los participantes pueden optar por obtener reducciones certificadas de emisiones temporales, o de larga duración. La base de referencia o línea base de un proyecto de forestación o reforestación es la suma de las variaciones del carbono almacenado en el ámbito del proyecto, de no realizarse la actividad de proyecto propuesto. Hasta la fecha se han presentado solamente dos metodologías de base de referencia relativas a dos proyectos de reforestación que todavía no han sido aprobadas por la Junta Ejecutiva, que se incluyen como ejemplo en este capítulo. La segunda parte del Proyecto ha consistido en la impartición de cuatro Seminarios de trabajo en México DF (México), Medellín (Colombia), Buenos Aires (Argentina) y Madrid (España), en los que se ha presentado la Guía a las Autoridades Nacionales Designadas de numerosos países latinoamericanos, participando además otros expertos en el mecanismo MDL, como son promotores, asesores, analistas, intermediarios, etc. En el Capítulo 9º se ha querido sintetizar las numerosas experiencias presentadas, y que han permitido establecer una visión más exacta de las oportunidades de desarrollo de proyectos MDL en la región Latinoamericana. A principios del año 2005 hay 82 proyectos MDL que se están desarrollando en la región Latinoamericana, con un nivel de reducción de emisiones certificadas anuales del orden de 18 millones de toneladas de CO2 equivalentes (tCO2e), esperándose que en el 2012 esta región contribuya al mercado de carbono con unos 100 millones de reducciones certificadas de emisiones. La mayor parte de los países Latinoamericanos han evaluado en detalle sus potenciales de tCO2e en el mecanismo MDL, y disponen ya de una amplia cartera de proyectos. En general, son numerosos los proyectos de carácter energético, aunque se ha puesto de manifiesto la importancia que empiezan a tener otros tipos de proyectos que generan reducciones mayores en base a gases de efecto invernadero distintos del CO2, y que además requieren menores inversiones. Se espera que esta Guía contribuya, en definitiva, a un mejor entendimiento en el ámbito del MDL entre los países Latinoamericanos y la Unión Europea. Esto ayudará a fomentar la investigación de tecnologías más limpias, al desarrollo sostenible de los países de un área geográfica tan importante para España y la Unión Europea, y a una mayor estandarización de los términos en español empleados en este tema.

XVIII

Capítulos

Capítulo 1: Introducción Capítulo 2: Principios fundamentales del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) Capítulo 3: Ciclo de un Proyecto MDL Capítulo 4: Aplicación Práctica del Formato de Diseño de un Proyecto MDL Capítulo 5: Proyectos MDL de Pequeña Escala Capítulo 6: Costos de transacción, riesgos y financiación de los proyectos MDL Capítulo 7: Mercado Internacional del Carbono Capítulo 8: Forestación y Reforestación. Sumideros de Carbono Capítulo 9: Oportunidades de Desarrollo del MDL en los Países de Latinoamérica

XIX

XX

CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN

1.1. Antecedentes El proyecto Europeo “Metodologías para la implementación de los mecanismos flexibles de Kioto – Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL)” tiene como objetivo principal contribuir a la implementación y desarrollo del MDL entre países Latinoamericanos y Europeos. En él se han analizado los aspectos técnicos y económicos, identificando los nuevos riesgos y retos que las empresas energéticas deben hacer frente en el emergente mercado internacional del carbono. El Proyecto está acogido al Programa Synergy 2002 de la Unión Europea, que promueve la cooperación energética con terceros países. En la convocatoria del Synergy 2002, se establecieron como objetivos fundamentales la seguridad del suministro energético y la implantación del Protocolo de Kioto. En el Proyecto participan la Asociación Española de la Industria Eléctrica (UNESA), como contratista principal, juntamente con las siguientes instituciones: Universidad Politécnica de Madrid (UPM), en España, Fraunhofer Institut für System Technik und Innovations Forschung (FgH-ISI), en Alemania; Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) y la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México (FI–UNAM), en México; y las dos instituciones supranacionales, la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), en Quito (Ecuador), y la Comisión de Integración Energética Regional (CIER), con sede en Montevideo (Uruguay). El proyecto fue iniciado en abril de 2003, habiéndose desarrollado el trabajo en dos fases muy interconectadas: • Fase primera En la fase primera ha tenido como objetivo principal, la elaboración de esta Guía Latinoamericana sobre el MDL y su aplicación en esta región. • Fase segunda Se ha difundido la Guía elaborada en América Latina y en Europa, a través de cuatro Seminarios en México DF, Medellín (Colombia), Buenos Aires y Madrid. Ello ha permitido debatir este documento con las Autoridades Nacionales Designadas y otros expertos de Latinoamérica y Europa, para tomar en consideración sus comentarios, actuaciones en este campo, experiencias, etc. Asimismo, se ha obtenido información sobre la situación actual del MDL en los países de América Latina y su futuro desarrollo. 1.1

La Guía Latinoamericana intenta definir un marco de referencia que permita una comprensión común en América Latina y en la Unión Europea de las implicaciones del MDL, incluyendo su aplicabilidad, beneficios y requerimientos. En el Proyecto se ha trabajado en profundidad para conseguir unas definiciones claras de los conceptos más importantes del MDL, como son, en el ámbito técnico, las metodologías de cálculo para el establecimiento de la base de referencia y la demostración de adicionalidad; asimismo, se han analizado en detalle las etapas principales del ciclo de un proyecto MDL, como son entre otros, el diseño, la validación, certificación, vigilancia y verificación del mismo. Otro tanto se ha hecho con los aspectos financieros y económicos, que cada vez van teniendo mayor peso en el desarrollo de este tipo de proyectos, dada la evolución que va teniendo el Mercado Internacional del Carbono. Finalmente conviene señalar que el Programa Synergy de la UE fue sustituido en el año 2003 por el Programa Coopener, que estará vigente durante el período 2004 – 2006, y que promociona iniciativas relativas al fomento de fuentes de energías renovables y mejoras en la eficiencia de los sistemas energéticos en los países en desarrollo. Las regiones prioritarias de este nuevo Programa son África, Asia, Latinoamérica y el Pacífico, y está integrado en uno más amplio denominado “Energía Inteligente - Europa”.

1.2. Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) El cambio climático es uno de los retos más importantes a que se enfrentan los países en el Siglo XXI. Avanzar en los niveles de bienestar y desarrollo humano, y mantener la estabilidad y el crecimiento económico evitando las interferencias sobre el sistema climático, supone un importante reto social y tecnológico. En primer lugar, conviene señalar que en el año 1988 las Naciones Unidas – a través de su programa de Medio Ambiente – y la Organización Meteorológica Mundial, establecieron un Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC), con el objetivo de estudiar científicamente este tema. Este grupo juega un papel muy importante en las actuaciones de los países en este ámbito. Posteriormente, la Resolución 45/212 de Naciones Unidas de 11 de diciembre de 1990, crea un Comité Intergubernamental de Negociación con el encargo de elaborar una Convención Marco sobre el Cambio Climático. Este Comité, tras cinco sesiones de negociación, preparó la Convención Marco sobre Cambio Climático, que fue aceptada en Nueva York en mayo de 1992. Se abrió el período de firma a partir de junio de este mismo año, coincidiendo con la celebración en Río de Janeiro de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre Medio Ambiente y Desarrollo. Durante esta Conferencia, conocida como la “Cumbre de la Tierra”, la Convención fue respaldada por la firma de 155 Estados, constituyendo este acto uno de los principales resultados políticos de la Cumbre. La Convención entró en vigor el 21 de marzo de 1994, 3 meses después de la ratificación del Estado número 50. La Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) establece, en el Artículo 2, que su objetivo último es “lograr la estabilización de las concentraciones de gases de efecto invernadero en la atmósfera a un nivel que impida interferencias antropógenas peligrosas en el sistema climático. Ese nivel debería lograrse en un plazo suficiente para permitir que los ecosistemas se adapten naturalmente al cambio climático, asegurar que la producción de alimentos no se vea amenazada y permitir que el desarrollo económico prosiga de manera sostenible”. 1.2

También la Convención Marco establece, en el Artículo 7, que la Conferencia de las Partes (CP) será el órgano superior de la misma teniendo, entre otras responsabilidades, la implantación de la propia Convención. Es el máximo órgano responsable de las decisiones que se tomen y se reúne, en principio, anualmente. Dependen de él dos órganos subsidiarios que preparan las Conferencias de las Partes: el Organo Subsidiario de Asesoramiento Científico y Tecnológico (OSACT) y el Organo Subsidiario de Implementación (OSI). Una Secretaría con sede en Bonn (Alemania) integrada por funcionarios internacionales, presta el apoyo necesario a las instituciones relacionadas en el Cambio Climático, y particularmente la CP y a los Organos Subsidiarios. Además existen otros Grupos de expertos y Comités, algunos independientes de la propia Convención como son, el ya citado IPCC y el Grupo de Mecanismos Financieros (FMAM), cuyas relaciones se presentan en el Gráfico 1.1 adjuntado.

1.3

Gráfico 1.1 Principales instituciones de apoyo de la Convención Marco sobre Cambio Climático (CMNUCC)

CMNUCC (UNFCC) Comité Cumplimiento

JE – MDL (CDM – EB) CP/RP

Grupo Intergubernamental Cambio Climático (IPCC)

Grupo de Mecanismos Financieros (FMAM)

CP (COP) GTC SACT (SBSTA)

Grupo Expertos en Transferencia Tecnológica *

IPCC FMAM

OSE (SBI)

Grupo conjunto de enlace (JLG)

Secretaría

Grupo Intergubernamental de expertos sobre el Cambio Climático Grupos de expertos independientes que prestan servicios en el proceso de cambio climático OSACT Organo Subsidiario de Asesoramiento Científico y Tecnológico (SBSTA) OSI Organo Subsidiario de Implementación (SBI) GTC Grupo de trabajo conjunto (OSACT/IPCC) GCE Grupo consultivo de expertos sobre las comunicaciones nacionales de las Partes no incluidas en el Anexo I de la Convención LEG Grupo de expertos en PMA JLG Grupo conjunto de enlace (CMNUCC, CBD y CLD)

GCE

LEG

* Grupos independientes de apoyo

1.4

Según lo acordado en la CMNUCC, las Partes desarrolladas firmantes que se encuentran incluidas en su Anexo I (Tabla 1.1), deben adoptar políticas nacionales y supranacionales para mitigar el cambio climático, limitando las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), y protegiendo y ampliando sus sumideros y reservorios de GEI. Asimismo, estas Partes deberán comunicar periódicamente a la CP el inventario nacional y su puesta al día de las emisiones y absorciones de los GEI, mediante metodologías aprobadas por la propia CP.

Tabla 1.1.

Países incluidos en el Anexo I de la Convención Marco sobre el Cambio Climático

Alemania Australia Austria Bélgica Bielorrusia* Bulgaria* Canadá Comunidad Económica Europea Checoslovaquia* Dinamarca España Estados Unidos de América Estonia* Federación Rusa* Finlandia Francia Grecia Holanda

Hungría* Irlanda Irlanda del Norte Islandia Italia Japón Letonia* Lituania* Luxemburgo Noruega Nueva Zelanda Polonia* Portugal Reino Unido de Gran Bretaña Rumanía* Suecia Suiza Turquía Ucrania

* Países en transición a economía de mercado

Asimismo las Partes desarrolladas incluidas en el Anexo II de la Convención (Tabla 1.2), proveerán asistencia financiera (incluida la transferencia tecnológica) a las Partes en desarrollo para que éstas puedan cumplir sus obligaciones.

1.5

Tabla 1.2.

Países incluidos en el Anexo II de la Convención Marco sobre el Cambio Climático

Alemania Australia Austria Bélgica Bulgaria Canadá Comunidad Económica Europea Dinamarca España Estados Unidos de América Finlandia Francia Grecia

Holanda Irlanda Islandia Italia Japón Luxemburgo Noruega Nueva Zelanda Portugal Reino Unido de Gran Bretaña Irlanda del Norte Suecia Suiza Turquía

Finalmente cabe señalar que en el “Tercer Informe de Evaluación” del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre Cambio Climático (IPCC) se confirma que, a lo largo del siglo pasado, la temperatura media global en la superficie ha aumentado; además se atribuyen, por primera vez, las causas del calentamiento observado a las actividades humanas. Es decir, sólo considerando la acción del hombre es posible explicar el aumento de temperatura registrada en el Planeta principalmente en la segunda mitad del siglo pasado. Por ello fue necesario establecer acciones vinculantes por parte de los países para limitar las emisiones de los gases de efecto invernadero, y ello fue desarrollado en el Protocolo de Kioto. (COP.3).

1.6

1.3. Protocolo de Kioto y los acuerdos de Marrakech Un protocolo es un acuerdo internacional autónomo que está vinculado a un tratado ya existente. En este caso el Protocolo de Kioto comparte las preocupaciones y los principios establecidos en la Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, pero establece asimismo compromisos más concretos y detallados que los estipulados en la CMNUCC. El Protocolo de Kioto, adoptado en 1997 durante la tercera sesión de la Conferencia de las Partes (COP.3), es el instrumento legal que establece, por primera vez, un compromiso vinculante y específico de limitación de las emisiones netas de gases de efecto invernadero (GEI) para los países desarrollados, incluyendo en ellos a los países en tránsito a economías de mercado. El Protocolo de Kioto establece para los países de su Anexo B una limitación o reducción de emisiones antropógenas de los GEI para un primer período de compromiso entre los años 2008 y 2012, mediante un porcentaje del nivel de emisiones que han tenido en 1990(1). Ahora bien, estas reducciones de las Partes podrán ser aseguradas individual o conjuntamente, como es el caso de los Estados de la UE (Artículo 3). La reducción global de todos los países debe ser el 5,2% respecto a las emisiones del año base, 1990, para el primer período de compromiso. Asimismo el Protocolo de Kioto contempla como GEI en su Anexo A, los siguientes gases: dióxido de carbono (CO2), metano (CH4), óxido nitroso (N2O), carburos hidrofluorados (HFC) y perfluorados (PFC), y hexafluoruro de azufre (SF6). Los potenciales de calentamiento atmosférico (PCA) de cada uno de estos gases, necesarios para calcular las equivalencias con el CO2, han sido establecidos por el Grupo Intergubernamental de Expertos en el Cambio Climático (IPCC). Otros gases de efecto invernadero no se computan en los totales nacionales debido a que, o bien no resultan directamente de emisiones antropogénicas, o están ya regulados por otros acuerdos internacionales, como es el caso de los gases fluorados, por ejemplo el clorofluorocarbono (CFC), recogidos en el Protocolo de Montreal relativo a la protección de la capa de ozono. Después de la COP.3 de Kioto de 1997, la comunidad internacional trabajó intensamente para lograr un consenso sobre normas complementarias que facilitasen la implantación del PK. Un resumen de los acuerdos más importantes alcanzados hasta diciembre de 2004, en este proceso negociador, es el siguiente: – En 1998, en la COP.4 de Buenos Aires, se establece un plan (Decisión 1/COP4) que relaciona los temas que deben ser acordados para aplicarse el PK. Este acuerdo se conoce como “El Plan de Acción de Buenos Aires”. – En 1999, en la COP.5 de Bonn, se siguen negociando los temas del citado Plan de Buenos Aires, y la Unión Europea anuncia su objetivo político de ratificar el Protocolo de Kioto en el 2002, como luego así fue. – En 2001, en la COP.6bis de Bonn, se alcanza un Acuerdo Político sobre temas clave de la implantación del PK, como son los aspectos financieros a tener en cuenta en los mecanismos de flexibilidad y el régimen para su cumplimiento, los sumideros, etc. Son

(1)

Para el caso de los gases fluorados, se toma 1995 como año base.

1.7

los elementos principales del Plan de Acción de Buenos Aires, y se tendrán en cuenta posteriormente en la Decisión 5/COP.6. – En 2001, en la COP.7 de Marrakech, se traslada el Acuerdo Político adoptado en Bonn a decisiones legales jurídicamente vinculantes. Son conocidas como los Acuerdos de Marrakech, que hicieron posible el que las Partes de la Convención pudieran iniciar sus respectivos procesos de ratificación. En ellos, se desarrolla la normativa de los mecanismos de flexibilidad formada por cuatro Decisiones: una, común, sobre el ámbito y los principios generales de estos mecanismos (Decisión 15/COP.7); y otras tres, relativas a las reglas de funcionamiento de los mecanismos de Aplicación Conjunta (Decisión 16/COP.7), Mecanismos de Desarrollo Limpio (Decisión 17/COP.7) y Comercio de Emisiones (Decisión 18/COP.7). – En 2002, en la COP.8 de Nueva Delhi, se producen avances significativos en aspectos técnicos sobre el Mecanismo de Desarrollo Limpio y su Junta Ejecutiva, así como algunas características de los sumideros de carbono o el tipo de metodologías que pueden ser utilizadas. Otro resultado de esta COP fue la aprobación de la Declaración de Delhi sobre Cambio Climático y Desarrollo Sostenible, donde se reafirma que el desarrollo y la erradicación de la pobreza son temas prioritarios para los países menos desarrollados, que deben compatibilizarse con la aplicación de los compromisos recogidos en la Convención. – En 2003, en la COP.9 de Milán, se desarrollan modalidades y procedimientos para la inclusión de la forestación y reforestación en el MDL, que como es sabido, son proyectos que tienen características muy específicas. – En diciembre de 2004, se celebró la COP.10 en la ciudad de Buenos Aires. Se establecieron tres decisiones importantes en el ámbito del MDL: nuevos criterios relativos a procedimientos de este tipo de proyectos, diseño de la información precisa en proyectos de forestación y reforestación, y modalidades y procedimientos para los proyectos de sumideros de carbono de pequeña escala. Se dio, además, un fuerte apoyo al fortalecimiento de la Junta Ejecutiva del MDL. Cabe señalar que el Protocolo de Kioto establecía su entrada en vigor “el nonagésimo día contado desde la fecha en que hayan depositado sus instrumentos de ratificación, aceptación, aprobación o adhesión no menos de cincuenta y cinco Partes en la Convención, entre las que se cuenten Partes del Anexo I cuyas emisiones totales representen, por lo menos, el 55% del total de las emisiones de dióxido de carbono de las Partes del Anexo I correspondiente a 1990”. Por lo tanto, para que el PK entrase en vigor, era preciso que lo ratificasen al menos cincuenta y cinco países, y que éstos sean responsables del 55% de las emisiones del año base (Artículo 25). En noviembre de 2004, 145 Partes habían ratificado el Protocolo, incluyendo países industrializados que contribuían con un 61,6% de las emisiones. Por ello el 16 de febrero de 2005, el PK ha entrado en vigor. Los países que han ratificado el PK se presentan en la Tabla 1.3. adjunta, así como la situación, a febrero de 2005, en que se encuentran los otros países.

1.8

Tabla 1.3. Situación de la ratificación del Protocolo de Kioto, y distribución de las emisiones de 1990 – (Febrero 2005)

País Estado Australia -Austria R Bélgica R Bulgaria R Canadá R Croacia -Rep. Checa Ap Dinamarca R Lituania R Estonia R Finlandia R Francia Ap Alemania R

% Emisiones 1990 2,1 0,4 0,8 0,6 3,3 (1) 1,2 0,4 (1) 0,3 0,4 2,7 7,4

País Grecia Hungría Islandia Irlanda Italia Japón Letonia

Estado R Ac Ac R R At R Liechtenstein R Rumanía R Luxemburgo R Mónaco -Holanda At N. Zelanda R

% Emisiones 1990 0,6 0,5 0,0 0,2 3,1 8,5 0,2 0,0 1,2 0,1 0,0 1,2 0,2

País Noruega Polonia Portugal Fed.Rusa Eslovaquia España Suecia Suiza R. Unido EE.UU. Eslovenia Ucrania

Estado R R Ap R R R R R R -R R

% Emisiones 1990 0,3 3,0 0,3 17,4 0,4 1,9 0,4 0,3 4,3 36,1 (1) (1)

Fuente: UNFCCC, 2 Feb. 2005. R: Ratificación; At: Aceptación; Ap: Aprobación; Ac: Adhesión (1) No se tienen en cuenta sus emisiones por no haberse sometido a consulta a nivel nacional.

1.4. Mecanismos de flexibilidad. Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) Conviene recordar, en primer lugar, que el Protocolo de Kioto establece tres mecanismos flexibles para disminuir el coste de la reducción de emisiones de los gases de efecto invernadero (GEI) para los países incluidos en el Anexo I de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMUNCC). Son los siguientes: • Aplicación conjunta (AC): Este mecanismo permite contabilizar a las Partes incluidas en el Anexo I de la CMNUCC, las Unidades de Reducción de Emisiones (URE) obtenidas en proyectos realizados en Partes del Anexo I, y cuyo objetivo sea la reducción de emisiones antropógenas o el incremento de las absorciones de GEI. Está regulado por el Artículo 6 del Protocolo de Kioto. • Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL): Este mecanismo, objeto de la Guía, está regulado fundamentalmente por el Artículo 12 del Protocolo de Kioto, los acuerdos de Marrakech y las decisiones y recomendaciones que vaya tomando la Junta Ejecutiva del MDL. Permite, por un lado, ayudar al desarrollo sostenible de las Partes no incluidas en el Anexo I de la CMNUCC, mediante la ejecución de proyectos de tecnologías limpias; y por otro lado, permiten generar Reducciones Certificadas de Emisiones (RCE), que pueden ser contabilizados por los países Anexo I. • Comercio de emisiones (CE): Este mecanismo, regulado por el Artículo 17 del PK, permite la compraventa de emisiones entre las Partes incluidas en el Anexo I de la CMNUCC, para el cumplimiento de sus compromisos. En resumen, el objetivo que Naciones Unidas persigue con la introducción de estos mecanismos en el Protocolo de Kioto, es facilitar a los Países Anexo I de la Convención (Países desarrollados y Países con economías en transición de mercado) el cumplimiento de sus compromisos de reducción y/o limitación de emisiones. Además, en el caso del MDL 1.9

el otro objetivo fundamental es el desarrollo sostenible de los países en desarrollo, a través de la transferencia de tecnologías respetuosas con el medio ambiente, es decir, limpias y eficientes (Sound Technologies). Téngase en cuenta el carácter global que tiene el tema del cambio climático, ya que el efecto de las reducciones de emisiones es independiente del origen de éstas. En el marco concreto de los proyectos de MDL, objeto de esta Guía, debe señalarse la necesidad del cumplimiento por las Partes de varios requisitos que, entre otros, pueden resumirse así: a) Ratificación del Protocolo; b) Utilizar las metodologías aprobadas para la base de referencia y de vigilancia para determinar la reducción de emisiones de gases efecto invernadero (GEI), así como contar con los sistemas de información y revisión necesarios; c) Tener establecida la Autoridad Nacional Designada del País anfitrión para regular los proyectos MDL; d) Establecer un Registro Nacional, donde se contabilicen los RCE asignados a la Parte, así como las transferencias y cancelaciones que puedan realizarse. Los proyectos que se hayan iniciado después del 1 de enero de 2000 podrán ser registrados como proyectos de MDL, siempre y cuando se solicite su registro antes del 31 de diciembre de 2005. Los créditos obtenidos con estos proyectos pueden contabilizarse para el cumplimiento del primer período de compromiso del Protocolo de Kioto, que, como es sabido, abarca el quinquenio 2008 – 2012. Cuando los países del Anexo I rindan cuentas del cumplimiento de sus compromisos recogidos en el PK, deberán presentar sus balances de emisiones de GEI, en los que se integrarán la disminución de emisiones alcanzados por las políticas aplicadas a sus sectores económicos, las deducciones por el incremento de absorción de sus sumideros, y las reducciones obtenidas mediante la utilización de los mecanismos del Protocolo de Kioto. Los proyectos acogidos al MDL se gestionan, como ya se ha indicado, a través de un organismo regulador, la Junta Ejecutiva del MDL (JE), y las reducciones o absorciones conseguidas con la ejecución de los proyectos deben ser verificadas y certificadas por Entidades Operacionales Designadas (EOD) acreditadas por la Conferencia de las Partes (COP). Para llevar a buen fin un proyecto y obtener las RCE, las Partes participantes deberán demostrar una reducción real medible y prolongada en el tiempo de emisiones o secuestro de carbono, teniendo en cuenta el requisito de adicionalidad ambiental del proyecto, es decir, que la reducción conseguida de las emisiones antropógenas de gases de efecto invernadero (GEI) no se hubiera producido de no realizarse el proyecto registrado.

1.5. Situación actual del mecanismo MDL Conviene tener en cuenta una serie de consideraciones que permitan dar una idea de la situación actual de este mecanismo. Aunque el Protocolo de Kioto ha entrado ya en vigor recientemente, lo cierto es que existe todavía una gran incertidumbre en la evaluación de ciertas variables, como es el precio que alcanzará la tonelada de CO2 en un mercado internacional tan novedoso. Un punto importante para los promotores de proyectos MDL es la dificultad para cuantificar los costos de transacción, aunque puede decirse que, en general, son relativamente altos para los proyectos de Pequeña escala. Según los analistas, los costos de transacción en el caso de proyectos grandes no son excesivos, aunque siempre presionan sobre la rentabilidad del proyecto. Estos costos se originan en las actividades necesarias para que los proyectos satisfagan los requisitos fijados por la Conferencia de las Partes. Una forma de 1.10

disminuir este coste es preparar lo más correctamente posible la Propuesta del proyecto que se remite a la Junta Ejecutiva del MDL utilizando metodologías ya aprobadas por este organismo para proyectos similares. Este es precisamente uno de los objetivos principales de esta Guía para los proyectos del área Latinoamericana. Los requisitos necesarios para la aprobación del proyecto y generación de las RCE son, entre otros, los siguientes: obligación de definir una base de referencia con respecto a la cual se obtienen las reducciones de GEI, demostrar la adicionalidad del proyecto, analizar su impacto medioambiental, probar la contribución del proyecto al desarrollo sostenible del País anfitrión, y la obligación de vigilar y certificar las RCE. Debe indicarse en este sentido que hasta febrero de 2005, solamente había aprobados un reducido grupo de metodologías (19) para la formulación de las bases de referencia y vigilancia. Conviene señalar además el importante papel que van a jugar las Administraciones Públicas de todos los países, tanto de los Países anfitrión como de los del Anexo I si participan. El suministro de información a los diversos agentes del MDL, promoviendo la formación de expertos, facilitando la transferencia de tecnologías, prestando colaboración a las empresas, etc. Todo ello exigirá reforzar, o crear, la capacidad administrativa necesaria en los países, potenciando la utilización de los órganos administrativos en el exterior de los mismos a través de sus Embajadas, Oficinas Comerciales, Oficinas Técnicas de Colaboración, etc. Por otra parte es preciso que los Países Anexo I involucren a las entidades privadas en la utilización de este mecanismo de MDL: potenciando la transferencia de tecnologías limpias y eficientes; apoyando el desarrollo de nuevos proyectos y facilitando el reconocimiento de los mismos como proyectos MDL. Es de destacar el gran potencial de colaboración que hay entre los Países Europeos y Latinoamericanos en este tema. Téngase en cuenta que los niveles medios de emisiones de CO2 “per cápita” actuales en Europa son del orden de tres veces mayores que los existentes en Latinoamérica, y es de prever que lo seguirán siendo durante cierto tiempo. De todas formas hay que indicar que de 130 Proyectos MDL que según la OCDE (CDM: Taking Stock and Looking Forward) están en colaboración en el año 2004, 64 proyectos están localizados en Latinoamérica y representan el 35% del total de generación de RCEs previstas (Ver Gráficos 1.2). Finalmente conviene señalar que las consideraciones anteriores dan un gran interés a esta Guía, ya que permitirá una mayor facilidad en la elaboración de propuestas para desarrollar proyectos MDL, y ayudará a conocer mejor las sinergias entre Europa y la región Latinoamericana en este tema.

1.11

Gráfico 1.2. Portafolio Global MDL 2004. Distribución por Generación de RCEs Africa

8%

América Latina

Resto de Asia

35%

25%

China

India (Otros proyectos)

India (Proyectos F-gas)

12%

8%

12% Fuente: OECD II/2004, “CDM: Taking Stock and Looking Forward”

Gráfico 1.3. Volúmenes Anuales negociados mediante Proyectos de RCEs

t CO2e

80 Kyoto Pre-Compliance Not Kyoto Pre-Compliance 60

40

20

0 1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

Fuente: Banco Mundial/2004, “State and Trends of the Carbon Market 2004”

1.12

1.6 Latinoamérica en el contexto mundial de emisiones de gases de efecto invernadero Desde la era preindustrial, la concentración atmosférica de los gases de efecto invernadero se ha incrementado de forma significativa. La concentración actual de CO2 es la más alta de los últimos 420,000 años y probablemente de los últimos 20 millones de años. Gráfico 1.4 Emisiones de CO2 en el mundo y en América Latina y el Caribe

Fuente: Instituto de Recursos Mundiales

Es importante ubicar Latinoamérica en el contexto internacional de emisiones de gases de efecto invernadero. De acuerdo con el WRI (World Resources Institut – 2003) en el año 2000, América Latina y el Caribe aportaron el 5,5% del total de las emisiones de CO2 mundiales (excluyendo emisiones derivadas del sector cambio de uso del suelo y silvicultura). Se calcula que las emisiones totales en el mundo alcanzaron los 24 mil millones de toneladas (Ver Gráfico 1.5). Entre los años 1990 y 2000 las emisiones de América Latina y el Caribe se incrementaron por encima del promedio mundial. El incremento en esta región fue de más del 35% mientras que el incremento total de las emisiones globales (excluido el cambio de uso de suelo) fue casi 13% (Ver Gráfico 1.6). En Latinoamérica el incremento se debió principalmente a la industria y el transporte, donde las emisiones aumentaron en más de un 40%, en el citado período. El 70% del incremento en las emisiones provino principalmente de la producción de electricidad y calor, aunque estas emisiones son menores que las correspondientes a los sectores del transporte y de la industria (UNEP/GRID-Arendal, 2005).

1.13

Gráfico 1.5

Emisiones de CO2 en 1990 y en 2000 para América Latina y otros Países

0

Fuente: Programa Medioambiental de las Naciones Unidas

De acuerdo con el Gráfico 1.7 adjunto (UNEP / GRID - Arendal, 2005), en el año 2000, Brasil destaca, entre los países Latinoamericanos, como el principal país emisor de CO2, muy por encima de los demás países. Cabe destacar que dichas emisiones representaron el 18% del total de las emisiones mundiales. Asimismo las emisiones “per cápita” en Brasil, en el sector cambio de uso del suelo, son seis veces más que el promedio mundial debido, principalmente, a la deforestación de la selva amazónica. A continuación le sigue Perú en orden de importancia, en cuanto a emisiones de CO2 provenientes del sector cambio de uso del suelo y silvicultura. Por otro lado, las emisiones “per cápita” de CO2 por la quema de combustibles fósiles en México resultan similares al promedio mundial. La mayoría de las emisiones en México provienen de la producción de electricidad y el transporte (WRI, 2003).

1.14

Gráfico 1.6 Los diez principales países emisores de CO2 en Latinoamérica y el Caribe

Fuente: UNEP/GRID – Arendal (2005)

1.7. Mercado Internacional del Carbono Hay un Mercado internacional de certificados de emisión de gases de efecto invernadero, en el cual se negocian las Reducciones Certificadas de Emisiones (RCE) obtenidas por la implementación de proyectos MDL. Este mercado se ha desarrollado con bastante rapidez durante los años 2003 y 2004. Así, el total de t CO2 e negociado en el año 2003, fue de 78 millones, mientras que en la primera parte del 2004 se alcanzaron los 64 millones de toneladas (Véase Gráfico 1.3). Este desarrollo se debe al interés que tienen ciertos países desarrollados por adquirir las RCE; principalmente, son algunos países europeos, Canadá y Japón. En esta etapa inicial, se están consolidando también algunos mercados regionales independientes, como son el Mercado de Carbono Europeo, Canadá, Inglaterra y un mercado paralelo en los Estados Unidos y Australia. En el Gráfico 1.4 se representan los porcentajes de demanda de certificados por países para los bienios 2002 – 2003, y 2003 – 2004, según datos del Banco Mundial. Puede verse que la mayor parte de esta demanda proviene de Japón, Países Bajos y las entidades públicas y privadas que integran Carbon Finance Business (CFB) del Banco Mundial.

1.15

Gráfico 1.7

CFB 23%

Demanda de RCEs en el Mercado Internacional de Carbono

USA 6%

Canadá 13% Australia y Nueva Zelanda 1%

USA Canadá 3% 3% CFB 24%

Australia y Nueva Zelanda 3% Resto UE 3%

Resto UE 4%

Países Bajos 23%

Japón 21% Países Bajos 32%

2002-2003

Japón 41%

2003-2004

Fuente: Banco Mundial/2004, “State and Trends of the Carbon Market 2004”

En estos mercados empiezan a jugar un papel muy importante los sectores privados de los países interesados, ya que, por ejemplo, en el año 2003 más del 40% del volumen total de certificados fueron comprados por entidades privadas. Es evidente que el prometedor mercado internacional de certificados del MDL conlleva sus riesgos. Aunque ya ha entrado en vigor el Protocolo de Kioto (16 febrero 2005), quedan todavía importantes incertidumbres para los países Anexo I como son, la rentabilidad real del proyecto, la estabilidad socioeconómica y política en el País anfitrión, el marco jurídico que regula el mercado de capitales, la legislación sobre la inversión extranjera, etc. En definitiva, la importancia del Mecanismo de Desarrollo Limpio del Protocolo de Kioto, obliga a las empresas, tanto públicas como privadas, a profundizar en sus aspectos técnicos y económicos para identificar mejor los riesgos y retos que se plantean ante el emergente Mercado Internacional del Carbono. Por otra parte hay que considerar en este ámbito el mercado Europeo. La Unión Europea ha desarrollado el esquema mas representativo a nivel de instalaciones para el comercio de emisiones de Dióxido de Carbono (CO2) constituyéndose así en el líder mundial de este nuevo tipo de mercados. El sistema Europeo de Comercio de Derechos de Emisión (ETS) entró en vigor el 1 de Enero de 2005 en los 25 Estados Miembro de la Unión Europea. Un aspecto importante de este sistema es que permite que las compañías usen créditos de emisiones provenientes de los mecanismos flexibles incluyendo Aplicaciones Conjuntas (AC), así como el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) los cuales van a contribuir a cumplir con las obligaciones adquiridas por las compañías en este esquema. 1.16

Por una parte, este tipo de mercado no solamente ofrece a las industrias europeas soluciones rentables para la reducción de los excesos de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI), sino que también ofrece incentivos de mercado a estas industrias para invertir en proyectos de reducción de Emisiones en países en desarrollo (Países no Anexo I) y/o realizar proyectos AC en países como Rusia. Este es un importante factor para los países Latinoamericanos los cuales pueden verse beneficiados por estas inversiones así como por la transferencia de tecnologías ambientales de estos países industrializados dando así un paso fundamental para contribuir al avance del Desarrollo Sostenible. El Sistema Europeo de Comercio de Emisiones esta abierto a la cooperación con otros esquemas de comercio de emisiones de CO2 aplicados en otros países (Ej. Canadá, Japón, USA) dando así la posibilidad de expandir notablemente este mercado a nivel global.

1.17

Capítulo 2: Principios fundamentales del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) 2.1. Concepto del mecanismo de desarrollo limpio El artículo 12 del Protocolo de Kioto define el mecanismo de desarrollo limpio en los siguientes términos: “El propósito del MDL es ayudar a las Partes no incluidas en el Anexo I de la Convención Marco y en el Anexo B del Protocolo de Kioto, a lograr un desarrollo sostenible y contribuir al objetivo último de la Convención, así como ayudar a las Partes incluidas en el Anexo I a dar cumplimiento a sus compromisos cuantificados de limitación y reducción de las emisiones.” El mecanismo de desarrollo limpio constituye, junto con el mecanismo de aplicación conjunta (AC) y el comercio internacional de emisiones los denominados mecanismos de flexibilidad del Protocolo de Kioto. El propósito de los tres mecanismos es poner a disposición de las Partes del PK instrumentos de mercado que puedan facilitar el cumplimiento de los objetivos de reducción asumidos por los Países Anexo I, al proporcionar una disminución en los costes de su cumplimiento. El fundamento ambiental de los mecanismos reside en el hecho de que el cambio climático es un problema de carácter global; por ello, el objetivo de la Convención y del Protocolo es alcanzar unas reducciones de los niveles globales de GEI en la atmósfera, siendo indistinto el conseguir las reducciones en uno u otro país. En aplicación de esta teoría, el MDL se ha considerado prioritario por su contribución no sólo a los objetivos generales de mitigación de los efectos del cambio climático, sino al desarrollo sostenible de los países donde se ubican este tipo de proyectos. A través del mecanismo de desarrollo limpio, un País Anexo I que tiene compromisos cuantificados de reducción o limitación de sus emisiones de GEI, puede desarrollar proyectos que contribuyan a reducir las emisiones en países en desarrollo que no tienen objetivos en la reducción de estas emisiones. Por la realización de estos proyectos, el país recibe una cantidad de reducciones certificadas igual a la cantidad de gases reducida por los mismos, pudiendo utilizar estos certificados a efectos de contabilizar el cumplimiento de sus objetivos. De este modo, ambas Partes obtienen los siguientes beneficios: • Las Partes no Anexo I se benefician de una transferencia tecnológica mediante actividades de proyectos que tengan por resultado reducciones certificadas de emisiones (RCE), y que contribuyen a su desarrollo sostenible. • Las Partes Anexo I pueden utilizar las RCE generadas en los proyectos MDL, para contribuir al cumplimiento de una parte de sus compromisos de reducción o limitación de emisiones de GEI asumidos al ratificar el Protocolo de Kioto.

2.1

Junto con la argumentación ambiental, existe otra de índole económico que justifica la existencia de este mecanismo, ya que los costes marginales de reducción de emisiones en los países en desarrollo son bastante menores que los costes de reducción en los países desarrollados. El MDL se rige por un Acuerdo Político alcanzado en Bonn en la segunda parte de la Sexta Conferencia de las Partes, y por unas normas aprobadas en la Séptima Conferencia de las Partes celebrada en Marrakech en el año 2001 (Acuerdos de Marrakech, Decisión 17/CP7). Así, con el fin de controlar la integridad ambiental, económica y social del mecanismo, existen condicionantes estrictos para todos los participantes en los proyectos y una estructura que supervisa su funcionamiento. A continuación se explican los fundamentos y requisitos establecidos para la participación en este mecanismo.

2.2. Actores y funciones que desarrollan Para que pueda llevarse a cabo un proyecto MDL es necesaria la intervención de varios actores con unas funciones claramente definidas, y debiendo cumplirse los denominados requisitos de elegibilidad, que se presentan más adelante en este capítulo (§ 2.4). Los principales actores del MDL y las funciones que deben desarrollar se exponen a continuación.

2.2.1. Participantes del proyecto (PP) Pueden promover proyectos MDL las Partes incluidas en el Anexo B del Protocolo de Kioto y entidades privadas y/o públicas autorizadas por la Parte correspondiente y participando bajo su responsabilidad. Las entidades privadas y/o públicas sólo pueden transferir y adquirir certificaciones provenientes del MDL, si la Parte que da la autorización cumple con todos los requisitos de elegibilidad. En su reunión decimoctava, la Junta Ejecutiva del MDL acordó que el registro de una actividad de proyecto puede realizarse sin que participe una Parte del Anexo I, figura conocida como MDL unilateral. Sin embargo, para poder adquirir RCEs provenientes de proyectos unilaterales, las Partes Anexo I tienen que enviar a la Junta Ejecutiva una carta de aprobación expedida por su Autoridad Nacional Designada. Esta carta es necesaria para que la Junta dé la orden al administrador del registro de transferir las RCEs correspondientes a la cuenta del país Anexo I. Por participantes en el contexto de esta guía (PP) se entiende aquellas entidades públicas o privadas que promueven e implementan un proyecto MDL (ver Tabla 2.1).

2.2.2. Autoridad Nacional Designada (AND) Para poder participar en el MDL las Partes involucradas tienen que haber nombrado una Autoridad Nacional Designada (AND), que estará encargada de dar la aprobación a este tipo de proyectos. Las AND son responsables igualmente de autorizar la participación voluntaria de entidades privadas o públicas en el MDL. Esta figura fue regulada en los Acuerdos de Marrakech en la decisión 17/CP7, y es un actor esencial en cada uno de los países que participen en los proyectos del MDL. En algunos países, la AND se ha hecho cargo además de otras tareas como son, la preselección de proyectos, orientación a los promotores, formación, mantenimiento de un registro, etc. 2.2

Hasta la fecha (abril 2005) hay establecidas 78 Autoridades Nacionales Designadas que pueden encontrarse en la página web: http://cdm.unfccc.int/DNA.

2.2.3. Entidad Operacional Designada (EOD) Una Entidad Operacional Designada es una entidad independiente acreditada por la Junta Ejecutiva del MDL (JE) y designada por la Conferencia de las Partes para realizar la validación de proyectos MDL y su presentación a la JE para aprobación y registro, así como también para la verificación y certificación de las reducciones de emisiones de GEI que generen los proyectos. Salvo en el caso de proyectos de pequeña escala, una misma EOD no puede realizar la validación, y la verificación y certificación en un mismo proyecto. Las EOD deben, por tanto, cumplir con las siguientes funciones: • Validar las actividades de los proyectos MDL propuestos. • Verificar y certificar las reducciones de emisiones antropógenas de GEI. • Demostrar que tanto ellas como sus empresas subcontratistas, no tienen un conflicto de intereses – real o potencial – con los participantes en las actividades de proyectos MDL, para cuya validación, o verificación y certificación hayan sido seleccionadas. • Cumplir adecuadamente con una de las funciones relacionadas con las actividades del proyecto MDL propuesto: validación, o verificación y certificación. Cuando así se solicite, la Junta Ejecutiva podrá, sin embargo, autorizar que una sola Entidad Operacional Designada cumpla todas las funciones relativas a una misma actividad de un proyecto MDL. • Llevar una lista pública de todas las actividades de proyectos MDL de cuya validación y/o verificación y certificación se hayan responsabilizado. • Presentar un informe anual de sus actividades a la Junta Ejecutiva. • Poner a disposición pública la información obtenida de los participantes en proyectos MDL, cuando así se lo solicite la Junta Ejecutiva. Además las EOD pueden presentar nuevas metodologías a la Junta Ejecutiva. Al solicitar su acreditación como EOD deben especificar en qué tipos de proyectos o actividades tienen capacidad de trabajar, escogiendo de entre una lista de sectores (sectoral scopes) previamente definida que se basa el los sectores y fuentes contenidas en el Anexo A del Protocolo de Kioto 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15.

Industrias energéticas (fuentes renovables y no renovables) Distribución de energía Demanda de energía Industrias manufactureras Industria química Construcción Transporte Minería y producción de minerales Producción de metales Emisiones fugitivas de combustibles (sólidos, fuel y gas) Emisiones fugitivas de la producción y consumo de halocarburos y SF6 Uso de disolventes Gestión y almacenamiento de residuos Forestación y reforestación Agricultura 2.3

Para poder acreditarse, estas entidades deben solicitarlo y pasar por un proceso complejo en el que deben quedar demostradas sus habilidades y capacidad de gestión y auditoría en los ámbitos de trabajo elegidos. Los aspectos relativos a la acreditación de EODs se tratan por un grupo de trabajo dependiente de la Junta Ejecutiva denominado Panel de Acreditación. En Mayo de 2005 hay acreditadas y provisionalmente designadas 8 Entidades Operacionales Designadas que pueden encontrarse en la página web: http://cdm.unfccc.int/DOE/list.

2.2.4. Junta Ejecutiva (JE) La Junta Ejecutiva (JE) es el órgano encargado de la supervisión del funcionamiento del mecanismo MDL, y está sujeta a la autoridad de la Conferencia de las Partes (CP), en calidad de Reunión de las Partes (RP) del Protocolo de Kioto. La Junta Ejecutiva está integrada por diez miembros procedentes de Partes del Protocolo de Kioto, de la siguiente manera: • • • •

Un miembro de cada uno de los cinco grupos regionales de Naciones Unidas. Dos miembros procedentes de Partes incluidas en el Anexo I. Dos miembros procedentes de Partes no incluidas en el Anexo I. Un miembro en representación de los pequeños Estados insulares en desarrollo.

La Junta Ejecutiva tiene un Reglamento para su funcionamiento (FCCC/CP/2002/7/Add.3, página 5, Anexo 1), que fue aprobado en su día por la CP, cumpliendo esencialmente las siguientes funciones: • Formular recomendaciones a la CP/RP sobre nuevas modalidades y procedimientos del MDL, así como las enmiendas a su Reglamento que considere procedentes. • Informar a la CP/RP de sus actividades en cada período de sesiones de este órgano. • Aprobar nuevas metodologías relacionadas, entre otras, con las bases de referencia, los planes de vigilancia y los ámbitos de actuación de los proyectos. • Acreditar a las entidades operacionales designadas (EOD), formulando recomendaciones precisas a la CP/RP para su designación como EOD.

las

• Informar a la CP/RP sobre la distribución regional y subregional de las actividades de proyectos del MDL, con vistas a identificar los obstáculos sistemáticos o sistémicos que se oponen a su distribución equitativa. • Poner a información pública las actividades de proyectos MDL que necesiten financiación, así como las entidades que buscan oportunidades de inversión, a fin de ayudar a conseguir fondos para la ejecución de proyectos acogidos a este mecanismo. • Preparar y mantener a disposición pública una recopilación de las reglas, procedimientos, metodologías y normativas vigentes. • Preparar y gestionar un Registro de todos los proyectos MDL. • Preparar y mantener a disposición del público una base de datos sobre las actividades de proyectos MDL, con información sobre los proyectos registrados, las observaciones recibidas, los informes de verificación, sus decisiones y todas las reducciones certificadas de emisión expedidas.

2.4

• Examinar el cumplimiento de las modalidades y procedimientos del MDL por parte de los participantes en los proyectos y/o las entidades operacionales responsables, e informar a este respecto a la CP/RP. Para llevar a cabo algunas de estas funciones la Junta Ejecutiva puede establecer comités, paneles o grupos trabajo que le den apoyo. Hasta la fecha la Junta ha establecido las siguientes estructuras de trabajo:

– Panel de Acreditación: establecido para dar soporte a la Junta Ejecutiva y facilitarle la toma de decisiones relativas Operacionales Designadas

al

procedimiento

de

acreditación

de

Entidades

– Panel de Metodologías: establecido para elaborar y dar recomendaciones a la Junta Ejecutiva sobre las directrices para las metodologías de líneas base y planes de monitorización o vigilancia y sobre las nuevas metodologías que se presenten.

– Grupo de trabajo sobre forestación y reforestación: trabaja elaborando recomendaciones sobre las metodologías de líneas base y monitorización que se presenten para actividades de proyectos de forestación y reforestación.

– Grupo de trabajo de pequeña escala: trabaja elaborando recomendaciones sobre las metodologías de líneas base y monitorización que se presenten para actividades de proyectos de pequeña escala.

2.2.5. País anfitrión El País anfitrión es aquella Parte del Protocolo de Kioto no incluida en el Anexo I de la Convención en la que se implanta un proyecto MDL. Debe tener establecida una Autoridad Nacional Designada a efectos de su participación en el mecanismo. El País anfitrión tiene la potestad de aprobar el proyecto MDL, en función de su contribución al modelo de desarrollo sostenible que soberanamente ha escogido, y a tal fin debe emitir una declaración acorde. De los anteriores apartados puede deducirse que cada uno de los actores intervinientes en un proyecto MDL, tiene funciones claramente diferenciadas a lo largo de su ciclo de aprobación. En la Tabla 2.1 adjunta se hace un resumen de las mismas.

2.5

Tabla 2.1. Actores del ciclo del proyecto MDL y funciones desarrolladas Participantes del proyecto

Elaboración del Documento de Diseño del Proyecto (DDP), implementación del proyecto y plan de vigilancia de su operación. •

País Anexo I: Autorización de la participación voluntaria en el MDL de entidades públicas y/o privadas. País no Anexo I: Autorización de participación voluntaria de entidades. Revisión y aprobación del DDP en relación a su contribución al desarrollo sostenible del País anfitrión.

Autoridad Nacional Designada

•

Entidad Operacional Designada

Entidad independiente acreditada por la Junta Ejecutiva para realizar las funciones de validación del proyecto MDL, y/o la verificación y certificación de las emisiones evitadas. • Supervisión del MDL siguiendo directrices de la CP/RP. • Establecimiento de reglas relativas a metodologías de cálculo de

Junta Ejecutiva del MDL

la base de referencia, vigilancia de emisiones, y procedimientos de verificación, de aprobación del proyecto, y de acreditación de entidades operativas. • Procedimientos y definiciones para proyectos de pequeña escala, sumideros,…. • Elaboración y gestión del registro MDL. • Información al público.

Fuente: Decisión 17/CP7 (Acuerdos de Marrakech).

2.3. Requisitos de elegibilidad que deben cumplirse en el MDL Como ya se ha mencionado anteriormente, para que pueda desarrollarse un proyecto MDL, tanto las tecnologías o actividades comprendidas como los actores involucrados en el mismo, deben cumplir con una serie de requisitos básicos de participación a lo largo de todo el ciclo de proyecto. De este modo, los acuerdos de Marrakech establecen específicamente que los participantes del proyecto pueden recibir o transferir reducciones certificadas de emisiones, siempre y cuando el país que autorice su participación sea parte del protocolo de Kioto y esté en conformidad con sus obligaciones. A continuación se resumen estos condicionantes que deben satisfacer las Partes del Protocolo de Kioto que participen en el proyecto, así como los criterios básicos que deben cumplirse por parte del propio proyecto.

2.3.1

País anfitrión

La Parte anfitrión en donde se implanta el proyecto MDL debe cumplir necesariamente los requisitos siguientes: • Haber ratificado el Protocolo de Kioto • Participar voluntariamente en la actividad del proyecto MDL (tanto el país participante como las entidades privadas o públicas autorizadas por él). • Tener establecida una Autoridad Nacional Designada para el MDL. 2.6

2.3.2

País incluido en el Anexo I

En el caso de participación en el proyecto de Países Anexo 1 se requieren cumplir, además de con los condicionantes a que se hace referencia en el apartado 2.3.1, los siguientes requisitos: • Haber calculado su Cantidad Atribuida, lo que supone tener fijado en términos de toneladas equivalentes de CO2 el objetivo asumido por ese país en la ratificación del Protocolo de Kioto, teniendo fijado, por tanto, su tope cuantitativo de emisiones para el primer periodo de compromiso • Haber establecido un Registro Nacional en el cual se lleva la cuenta de todas las unidades generadas, asignadas y transferidas en el marco del Protocolo de Kioto. A este registro será al que se lleven por parte de la Junta Ejecutiva, las RCE generadas por el proyecto MDL. • Disponer de un Sistema Nacional para la estimación de emisiones • Haber entregado, en su debido tiempo, el último y más reciente inventario de emisiones

2.3.3

El propio proyecto

En cuanto a los proyectos en sí mismos, ni el Protocolo de Kioto en su artículo 12 ni los Acuerdos de Marrakech, proporcionan una lista de actividades o tecnologías que califiquen a los mismos como MDL. No se establece, por tanto, un listado de tecnologías que puedan optar a participar en el mecanismo, sino que existen unos criterios básicos que deben cumplir, independientemente de la tecnología o actividad de la que se trate. Estos criterios básicos pueden resumirse de la siguiente forma: • Los Proyectos MDL deben generar reducciones de emisiones de GEI en un país en desarrollo que sean reales, mensurables y a largo plazo. • La delimitación del proyecto definirá el ámbito en el cual ocurre la reducción o secuestro de los gases de efecto invernadero. • Las reducciones de emisiones de GEI generadas en el proyecto deben ser adicionales. Este es un requisito básico para cualquier proyecto MDL. Para ser consideradas adicionales, sus emisiones de GEI deben ser menores que las emisiones que hubieran ocurrido en ausencia del mismo; además, debe demostrarse que el proyecto no se habría implementado en ausencia del mecanismo MDL. Las reducciones adicionales de GEI serán calculadas en relación con un escenario referencial hipotético que no incluye el proyecto, y que se define como base de referencia (§ 3.2.1). • Los proyectos MDL deben contribuir al desarrollo sostenible del País anfitrión. El Protocolo de Kioto especifica que uno de los principales objetivos del mecanismo MDL es la contribución al desarrollo sostenible de las Partes no Anexo 1. Sin embargo, no existen directrices claras para la aplicación de este requisito, sino que los Países anfitriones son soberanos para elegir el modelo de desarrollo sostenible que han de seguir y, por tanto, basta con una declaración por su parte en el sentido de que efectivamente la tecnología o actividad propuesta realiza dicha contribución. Numerosos Gobiernos y entidades internacionales han trabajado desde hace tiempo en la elaboración de indicadores que pudieran medir la senda que debe seguir un país, para que mayoritariamente se entienda por desarrollo sostenible. Esto podría orientar a los participantes del proyecto sobre el tipo de tecnologías que en cada caso realizan esta aportación.

2.7

Varios países Latinoamericanos han elaborado procedimientos claros y transparentes que evalúan la contribución de un proyecto a su modelo de desarrollo sostenible facilitando la labor a los participantes del proyecto. Aunque la contribución al desarrollo sostenible de un proyecto MDL pertenece a la soberanía de cada país, puede decirse que se aplican generalmente criterios como los siguientes: − Criterios sociales: como la contribución del proyecto a la mejora la calidad de vida y a las condiciones de salud de la población, a la disminución de la pobreza y a una mayor equidad entre sus habitantes. − Criterios económicos: como la aportación del proyecto a los ingresos de entidades locales, la creación de un impacto positivo sobre la balanza de pagos del País anfitrión, o a la realización de transferencias tecnológicas. − Criterios ambientales: como la reducción de emisiones atmosféricas, la conservación de los recursos naturales locales y de la biodiversidad o la contribución a la puesta en práctica de políticas medioambientales. • Los proyectos deben de ser compatibles con cualquier requisito legal del País anfitrión • Las Partes deben evitar los certificados generados por proyectos que utilicen la energía nuclear. • No podrán utilizarse fondos provenientes de la Ayuda Oficial al Desarrollo para financiar proyectos MDL. • Por último, y aunque no se trata de un requisito básico para la elegibilidad del proyecto, se debe promover una distribución geográfica equitativa de las actividades de estos proyectos para conseguir un desarrollo limpio en los ámbitos regional y subregional, aspecto que es vigilado por la Junta Ejecutiva. Todos los requisitos de elegibilidad mencionadas anteriormente, se resumen en la Tabla 2.2 siguiente:

2.8

Tabla 2.2 Requisitos de Elegiblidad para los tipos de proyectos MDL MDL Ordinarios

MDL Pequeña Escala

Proyectos Sumideros

Cumplir con la Solo proyectos de forestación definición de Pequeña reforestación. (Decisión p. 24 Para. 7a *) Escala. (Decisión p. 23 Trato especial para pequeña escala. Para. 6c *)

y

(Anexo p. 19, Para. 1,i **)

Solo emisiones de GEI listados en el Anexo A del PK. (Artículo 3 PK) Demostrar su contribución al desarrollo sostenible (Anexo p. 38, Para. 40a *) Aprobación por escrito de la participación voluntaria expedida por la autoridad nacional designada de cada Parte. (Anexo p. 38, Para. 40a *) Evitar el uso de ayuda oficial para el desarrollo. (Decisión p. 22 *) A cumplir por el Proyecto

Adicionalidad: cuantitativa

Barreras

o

evidencia

Adicionalidad (Anexo p. 21, Para. 12d**)

Evitar coincidencia sistemática en Evitar el uso de créditos generados por verificación y períodos de máxima plantas nucleares (MDL: Decisión p. 20 *) reserva de C (Anexo p. 21, Para. 12e **) Valen proyectos que empezaron desde el año 2000. (Decisión p. 13, Para. 13 *) Analizar efectos ambientales. Estudio de impacto ambiental si lo requiere el País anfitrión. (Anexo p. 37, Para. 37c *)

las repercusiones Analizar los Analizar socioeconómicas y ambientales efectos ambientales si así incluidas las repercusiones en la lo requiere el biodiversidad y los ecosistemas naturales y las repercusiones fuera Parte anfitrión. del ámbito del proyecto (Anexo p. 21, Para. 12c **)

Comentarios de los interesados locales y un informe dirigido a la EOD sobre cómo se tuvieron en cuenta los comentarios. (Anexo p. 37, Para. 37b *) Haber designado a una autoridad nacional para el MDL. (Anexo p. 35, Para. 29 *) Parte anfitrión

Haber ratificado el Protocolo de Kioto. (Anexo p. 35, Para. 31a *) Seleccionar, y notificar a la JE definición de “bosque” (Anexo p. 20, Para. 8 **) Haber designado una autoridad nacional (Anexo p. 35, Para. 29 *) Haber ratificado el Protocolo de Kioto (Anexo p. 35, Para. 31a *) Haber calculado su cantidad atribuida (Anexo p. 35, Para. 31b *) Haber establecido un registro nacional (Anexo p. 35, Para. 31d *)

Parte incluida en Anexo 1

Tener un sistema nacional para la estimación de emisiones (Anexo p. 35, Para. 31c *) Haber entregado anualmente el último inventario requerido (Anexo p. 36, Para. 31e *) Haber presentado información suplementaria en la cantidad asignada (Anexo p. 36, Para. 31f *)

Hay un límite cuantitativo. El primer periodo de compromiso ≤ 1 % de las emisiones del año base multiplicado por cinco (Decisión p. 24, Para. 7b *) Fuentes: *

NACIONES UNIDAS (2001): Decisión 17/CP.7 y Anexo: Modalidades y procedimientos de un mecanismo para un desarrollo limpio FCCC/CP/2001/13/Add.2. ** NACIONES UNIDAS (2003): Decisión 19/CP.9 y Anexo: Modalidades y procedimientos para las actividades de proyectos de forestación y reforestación del mecanismo para un desarrollo limpio en el primer período de compromiso del Protocolo de Kioto, FCCC/CP/2003/6/Add.2.

2.9

2.4. Calendario de implantación del MDL La Conferencia de las Partes acordó llevar a cabo lo que se ha denominado “promt start” del MDL, o comienzo temprano, con lo que se dio pie a un comienzo de este mecanismo independientemente de la entrada en vigor del Protocolo de Kioto, que finalmente se produjo el 16 de febrero de 2005. De este modo, podemos decir que el mecanismo está plenamente operativo, habiéndose aprobado hasta mayo de 2005 varias metodologías para el calculo de la base de referencia. En diciembre de 2004 se registró el primer proyecto MDL, ubicado en Brasil(1). Así, los proyectos iniciados a partir del año 2000 podrán ser validados y registrados como proyectos MDL si se solicita su registro antes del 31 de diciembre de 2005, pudiendo utilizarse las reducciones certificadas de emisiones que se obtengan para contribuir al cumplimiento en el primer periodo de compromiso del Protocolo de Kioto (2008 a 2012).

2.5 Las Reducciones Certificadas de Emisiones (RCE) Las Reducciones Certificadas de las Emisiones (RCE) son unidades expedidas de conformidad con el artículo 12 del PK y los requisitos que contiene, así como con las disposiciones pertinentes de esas modalidades y procedimientos. Una RCE corresponde a una tonelada de dióxido de carbono equivalente, calculada usando los potenciales de calentamiento atmosférico definidos en la Decisión 2/CP.3, con las modificaciones que posteriormente puedan ser objeto, de conformidad con el artículo 5 del PK; Estas unidades son intercambiables con las demás unidades que generan los distintos compromisos y mecanismos del Protocolo de Kioto, pudiendo utilizarse las mismas para justificar una parte el cumplimiento de los compromisos cuantitativos de reducción o limitación de gases de efecto invernadero de las Partes Anexo I, o pudiendo comerciar con ellas en el comercio internacional de emisiones establecido por el artículo 17 del Protocolo de Kioto.

(1)

“Brazil NovaGear Landfill Gas to Energy Proyect” metodología AM0003”

2.10

Capítulo 3: Ciclo de un proyecto MDL En este capítulo se describen las etapas o ciclo de un proyecto del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) desde su concepción por los participantes en el proyecto, llamados en adelante participantes, hasta la aprobación de la expedición de las reducciones certificadas de emisiones (RCE) por la Junta Ejecutiva del MDL (JE), resultado de la etapa de operación. Este ciclo debe satisfacer las condiciones establecidas en las “Modalidades y Procedimientos de un Mecanismo para un Desarrollo Limpio” (Decisión 17/CP.7 de la séptima Conferencia de las Partes, integrada en los denominados Acuerdos de Marrakech). Este documento se cita en algunos capítulos de esta Guía como MP del MDL. Con el objetivo de disminuir los costes de transacción de los proyectos MDL de Pequeña Escala, la CP en su Decisión 21/CP.8 define los proyectos que deben entenderse como de pequeña escala estableciendo algunas simplificaciones del ciclo del proyecto según se expone de forma detallada en el capítulo 5 de esta Guía.

3.1 Las etapas de un Proyecto MDL Como ya se ha indicado en apartados anteriores, el objetivo de un proyecto MDL es doble, debiendo promover el desarrollo sostenible de Partes no Anexo I en donde se ubica el proyecto, o País anfitrión, y también ayudar a los Países Anexo I en el cumplimiento de sus compromisos de limitación y/o reducción de emisiones antropógenas de gases de efecto invernadero. En un proyecto MDL se distinguen las siete etapas representadas en el Gráfico 3.1 adjunto, etapas que se añaden al desarrollo del proyecto convencional. 1º) Diseño: Los participantes (PP) deberán evaluar la actividad de proyecto propuesta y los requisitos de elegibilidad (§ 2.3). El Documento de Proyecto (DDP) incluirá la metodología y determinación de la base de referencia, el cálculo de la reducción de emisiones, y la metodología y plan de vigilancia de la actividad del proyecto.

3.1

Gráfico 3.1 Esquema del ciclo de un Proyecto MDL PP

Diseño

Documento del Proyecto (DDP) Alegaciones de los interesados (locales) Aprobación Parte anfitrión (AND)

PP

EOD

JE

PP

PP

EOD

JE

Validación

Comentarios de otros interesados Informe de validación (EOD)

Registro

Aprobación JE

Implementación diseño Vigilancia (RE)

Inicio operación (PP)

Plan de vigilancia (PP)

Verificación/ Certificación (RE)

Orden de Expedición RCE

Informe de verificación y certificación (EOD)

Fuente: Elaboración propia

2º) Validación: Evaluación independiente del diseño por una Entidad Operacional Designada (EOD), en relación con los requisitos del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL). 3º) Registro: Aceptación oficial por la Junta Ejecutiva (JE) de un proyecto validado como proyecto MDL. 4º) Implementación del diseño (PP). 5º) Vigilancia: La vigilancia incluye la recopilación y archivo de todos los datos necesarios para medir o estimar las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) del proyecto MDL, de la base de referencia y cálculo de las reducciones de emisiones debidas al proyecto (PP). 6º) Verificación y certificación: La verificación consiste en un examen independiente y periódico por una EOD de las reducciones de emisiones registradas; unida a la certificación escrita de la EOD confirmando las reducciones de emisiones durante un tiempo determinado. 7º) Expedición de las reducciones certificadas de emisiones (RCE) por la Junta Ejecutiva del MDL.

3.2

3.2 Diseño El documento de proyecto (DDP) presenta su diseño, tanto en los aspectos técnicos como organizativos, y constituye la principal aportación a las etapas de validación y registro del proyecto MDL, y también a la verificación de la reducción de emisiones antropogénicas de GEI. El contenido del DDP debe incluir la información requerida en las MP del MDL, y para ello, debe adoptar, a partir del 1 de Julio de 2004, el formato establecido por la Junta Ejecutiva en “Project Design Document Form”, incluido como Anexo 3 de esta Guía(1). De conformidad con las MP del MDL, el idioma de trabajo de la JE es el inglés, por lo que el DDP debe ser presentado en este idioma. Sin embargo se dispone de los principales documentos relativos al MDL en los otros cinco idiomas oficiales de Naciones Unidas, incluyéndose por tanto el español, aunque hasta el momento presente sólo existe la versión oficial inglesa de los documentos citados en las referencias: (CDM-EXECUTIVE BOARD, 2004 a, b, c, d y e). De acuerdo con el formato previsto el DDP debe incluir: la descripción de la actividad de proyecto, la aplicación al proyecto de una metodología para la base de referencia aprobada por la JE, la aplicación de una metodología de vigilancia del funcionamiento del proyecto aprobada por la JE con su correspondiente plan de vigilancia, una estimación de las reducciones de emisiones de GEI por fuentes, las repercusiones ambientales, y las alegaciones de los interesados en el proyecto. El documento de proyecto debe ser validado por una Entidad Operacional Designada (EOD) contratada por los participantes. Asimismo debe ser sometido a información pública local e internacional, y a la aprobación y registro por la JE. Para la fase de operación, el DDP establece un plan de vigilancia que permita a los participantes calcular periódicamente las reducciones de emisiones de GEI por las fuentes. En el capítulo 4 de esta Guía se desarrolla, como ejemplo, el documento de proyecto para una instalación real, al objeto de clarificar al máximo esta etapa del ciclo. A continuación se exponen en este apartado los elementos principales del diseño de un proyecto MDL.

3.2.1

Base de referencia o Línea base

De acuerdo con las Modalidades y Procedimientos del MDL (párrafo 44), “La Base de Referencia de un proyecto del MDL, es el escenario que representa de manera razonable las emisiones antropógenas por fuentes de GEI que se producirían de no realizarse el proyecto MDL propuesto. La base de referencia abarcará las emisiones de todas las categorías de gases, sectores y fuentes enumeradas en el Anexo A del Protocolo de Kioto dentro del ámbito del proyecto”. Por tanto, si los participantes seleccionan una metodología aprobada por la JE y adecuada al proyecto, se considerará que la base de referencia resultado de su aplicación, representa de manera razonable las emisiones antropógenas de GEI por fuentes que se producirían si no se realizase el proyecto. La base de referencia aplicada debe permitir: (1)

A fin de facilitar la redacción de los documentos de proyecto y de propuestas de nuevas metodologías para la determinación de la base de referencia y de vigilancia, la JE ha editado la Guía “Guidelines for completing the Project Design Document (CDM-PDD); The proposed new methodology: Baseline (CDM-NMB); and The proposed new methodology: Monitoring (CDM-NMM), (CDM-EXECUTIVE BOARD, 2004 a). Ver Anexo I.

3.3

• Calcular las emisiones de GEI que cabría esperar en los escenarios inerciales o habituales (BAU)(2) • Comparar las emisiones de GEI de la base de referencia con las del proyecto, para tener una estimación de la reducción de emisiones que se espera lograr con el proyecto propuesto. • Comprobar que el proyecto es adicional, constatando que no está en la base de referencia, para que ésta represente realmente lo que ocurriría en ausencia del proyecto MDL. Según las MP del MDL (párrafo 48), la metodología de la base de referencia para un proyecto determinado estará fundamentada en uno de los tres criterios que se citan literalmente a continuación: A) Las emisiones efectivas del momento o del pasado, según se aplique. B) Las emisiones con una tecnología que represente una línea de acción económicamente atractiva, teniendo en cuenta las barreras a las inversiones. C) Las tasas promedio de emisiones de actividades de proyecto análogas, realizadas en los cinco años anteriores en circunstancias sociales, económicas, ambientales y tecnológicas parecidas y con resultados que la sitúen dentro del 20% superior a su categoría”. Los participantes han de escoger el criterio más adecuado, teniendo en cuenta la situación técnica del sector económico en el que se integra el proyecto, y las características socio – económicas de la región del País anfitrión donde se ha de ubicar. Si la estructura del sector económico presenta estabilidad en las emisiones antropogénicas de GEI, debe seleccionarse el criterio A), mientras que si las perspectivas del sector tienden a mejorar ambientalmente (disminución de las tasas de emisión), la metodología de la base de referencia ha de fundamentarse en el criterio C). Si la situación socio – económica de la región presenta barreras de tipo técnico, económico o financiero al proyecto convencional, la metodología de la base de referencia debe apoyarse en el criterio B). Los participantes pueden optar por utilizar una metodología ya aprobada por la JE, que se publican en la página web del MDL o bien proponer una nueva metodología que se adapte mejor a su proyecto, justificando su selección. En este último caso, los participantes deben desarrollar una nueva metodología de la base de referencia basada en los criterios citados anteriormente y adecuada al proyecto, y cumplimentar el documento “Proposed New Methodology: Baseline (CDM-NMB)”, versión 01, incluida en el Anexo 4 de esta Guía. En este caso, los participantes deberán justificar el criterio en el que se fundamenta la nueva metodología, describirla e incluir las fuentes de los datos y las incertidumbres asociadas. La propuesta explicará de forma transparente y conservadora cómo la metodología elegida permite el desarrollo de la base de referencia del proyecto. En base a la experiencia que se tiene hasta diciembre de 2004, un compendio ilustrativo pero no exhaustivo de objeciones, por el que el Panel de Metodologías ha obligado la revisión de una metodología nueva de base de referencia, o a su rechazo definitivo, puede ser el siguiente:

(2)

BAU son las siglas de Business As Usual, es decir, siguiendo los procedimientos habituales.

3.4

• No hay una argumentación clara para justificar que la metodología de la base de referencia propuesta es la más apropiada. • No se demuestra que la actividad de proyecto no es la base de referencia, ni parte de la misma. • Falta de transparencia y/o enfoque conservador en la metodología. • Precisión insuficiente en el análisis financiero / no se ha aplicado una metodología específica al cálculo de costos. • Falta de claridad y brevedad en la descripción de la metodología • La metodología no es genérica. • No se da una especificación completa en la metodología de la base de referencia propuesta. • La adicionalidad no ha sido suficientemente demostrada. • Las fronteras o las fugas del proyecto no están definidos suficientemente y falta de explicación de porqué las fugas son despreciables. • Necesidad de una mejor explicación en el análisis de sensibilidad y una evaluación de las incertidumbres más detallada. • No se da justificación de las hipótesis clave y no es factible la verificación de los parámetros clave. • No hay justificación / verificación de los datos utilizados. • No hay consideración de cambios en las políticas nacionales y regionales o de otras circunstancias como mejoras en ciertas tecnologías. • Se ha seleccionado un enfoque equivocado de entre las tres opciones que da las Modalidades y Procedimientos del MDL (párrafo 48). • No hay cálculo de un factor de emisión ex ante de la base de referencia. • Aplicación de un PCA (potencial de calentamiento Atmosférico) equivocado. • Hay un uso equivocado de los términos utilizados. • La información esencial se incluye en el DDP, pero no en el Anexo 3 de este documento. Dada la complejidad de este tema, y con objeto de facilitar su comprensión al lector, en el apartado §3.8.2 se desarrolla un método de cálculo de emisiones de GEI, y en el §3.8.3 se exponen estimaciones de la base de referencia de sistemas eléctricos.

3.2.2

Adicionalidad

De acuerdo con las Modalidades y Procedimientos del MDL (párrafo 43), “Un proyecto MDL es adicional si la reducción de emisiones antropógenas de GEI por fuentes es superior a la que se produciría de no realizarse el proyecto MDL propuesto”. En la quinta reunión de la JE, se dio una definición alternativa de adicionalidad: “Un proyecto MDL es adicional si sus emisiones están por debajo de las de la base de referencia”. En el Gráfico 3.2 adjunto, se muestran para un proyecto de generación eléctrica, los niveles o tasas de emisión en tCO2e/MWh de la base de referencia (línea azul) y de un proyecto MDL adicional adecuado a la misma (línea roja), en el momento de arranque de la instalación MDL, gráfico que pone de manifiesto la equivalencia entre las dos definiciones de adicionalidad citadas anteriormente. El mismo Gráfico incluye también la posible evolución tecnológica del sector eléctrico (línea verde de puntos), evaluada en intervalos de siete años correspondientes a los periodos de acreditación. Nótese la disminución prevista de emisiones que podría derivarse por ejemplo de la mejora en la eficiencia de las nuevas tecnologías, del mayor uso de energías renovables o de sustitución de plantas por otras con menores emisiones de CO2. 3.5

Gráfico 3.2 Esquema sobre la Adicionalidad de un Proyecto MDL Emisiones GEI (tCO2e/MWh)

Fuente: Elaboración propia

De la definición de adicionalidad se deduce que un proyecto MDL no puede formar parte de la base de referencia. Es de suma importancia comprobar si un proyecto es adicional, porque los créditos por la reducción de emisiones antropógenas de GEI sólo pueden otorgarse a este tipo de proyectos. Por ello deben tenerse en cuenta las siguientes consideraciones: • El propósito de la prueba de adicionalidad es cerciorarse de que los proyectos que reciban créditos no se hubieran construido en los escenarios inerciales o habituales (BAU). Si el proyecto se hubiera desarrollado en cualquier caso, no se reducirían las emisiones por debajo de la base de referencia y, por lo tanto, no se justificaría la generación de RCE. • El DDP, debe incluir una explicación de cómo y porqué el proyecto es adicional, y por lo tanto no puede estar incluido en la base de referencia. • En el supuesto de una nueva metodología de base de referencia, los participantes deberán explicar cómo la metodología utilizada determina la base de referencia y, demostrar a través de la misma, la adicionalidad de un proyecto. Además, la metodología debe proporcionar criterios suficientes para calcular las emisiones de la base de referencia, asegurando la consistencia entre la elaboración de la base de referencia y las fórmulas usadas para calcular las emisiones. Los siguientes razonamientos pueden ayudar a demostrar la adicionalidad de un proyecto MDL:

3.6

• Un diagrama de flujo o serie de preguntas que conlleven a la disminución de las opciones de bases de referencia. • Una comparación cuantitativa o cualitativa de diferentes opciones potenciales de la base de referencia, con una constatación de que una opción diferente al proyecto MDL tiene mayores posibilidades de llevarse a cabo. • Una descripción, cuantitativa o cualitativa, de una o más barreras a que debe enfrentarse el proyecto MDL, tales como las que se indican a continuación: − De Inversión: ¿Existe una alternativa más viable financieramente que el proyecto MDL pero que conduce a mayores emisiones? − Tecnológicas: ¿Una alternativa menos avanzada tecnológicamente que el proyecto MDL involucra un menor riesgo, debido a la mayor incertidumbre de la nueva tecnología o a que ésta cubre una menor proporción del mercado. Pero, la tecnología convencional conduce a mayores emisiones? − Escenarios inerciales (BAU): ¿Los escenarios inerciales, o las regulaciones, o los requerimientos políticos podrían llevar a la implantación de una tecnología con mayores emisiones que los del proyecto MDL? − Otras barreras: ¿Sin el proyecto MDL propuesto, y por razones específicas identificadas por los participantes, tales como barreras institucionales, de información limitada, escasos recursos directivos, poca capacidad organizativa, pocos recursos financieros, o poca capacidad para asimilar nuevas tecnologías, las emisiones del País anfitrión serían mayores? • El tipo de proyecto MDL propuesto no es típico en el área geográfica de su implantación, y no es exigido por la legislación o regulación del País anfitrión. En el Gráfico 3.3 adjunto se presenta un esquema simplificado sobre adicionalidad basado en la “Herramienta Consolidada para demostrar la adicionalidad de proyectos MDL” aprobada en la reunión 16 de la JE, aunque posteriormente la CP/10 decide que su aplicación es voluntaria y pide a la JE que lo revise incluyendo los comentarios de las Partes y que presente conclusiones a la CP/RP. Aun cuando este procedimiento está únicamente recomendado, y sujeto a revisión, se describen las etapas del mismo en el siguiente gráfico.

3.7

Gráfico 3.3 – Pruebas de la Adicionalidad de proyectos MDL Etapa Previa

c Identificación en proyectos alternativos y análisis regulatorio No Si

d Análisis de la inversión

e Análisis de barreras No

Si f Análisis procedimientos ordinarios (BAU)

No

Si g Impacto registral del proyecto MDL

No Adicional

Si No adicional

Fuente: Elaboración propia a partir de EB 16 Report. Annex 1

En algunos de los primeros proyectos(3) se utilizaron indicadores de la adicionalidad del proyecto. Una manera de verificar el cumplimiento de estos indicadores es por medio de preguntas orientadoras como las propuestas en el Anexo 1.

3.2.3

Período de acreditación

Se entiende por periodo de acreditación el tiempo en que una EOD verifica y certifica las reducciones de emisiones de GEI debidas a la actividad del Proyecto, a fin de la JE pueda dar su aprobación a la expedición de las reducciones certificadas de emisiones (RCE). Los participantes deben indicar en el documento del proyecto, la fecha de iniciación y tiempo de funcionamiento del proyecto, así como el periodo de acreditación. Los participantes pueden elegir entre un periodo de acreditación fijo máximo de diez años no renovable, o un periodo de siete años renovable como máximo dos veces, siempre que una

(3)

Por ejemplo, en el proyecto piloto para el intercambio de emisiones Greenhouse gas Emission Reduction Trading pilot del Canadá – GERT, 2002

3.8

EOD determine en las renovaciones la validez de la base de referencia original e informe a la JE.

3.2.4

Vigilancia

La etapa de vigilancia comprende la recopilación y archivo de los datos necesarios durante el periodo de acreditación para determinar la validez de la base de referencia, y estimar o medir las emisiones antropógenas por las fuentes de GEI en el ámbito del proyecto, así como también fuera de este ámbito si son mensurables y atribuibles al mismo, denominadas fugas (MP, párrafo 53). Para ello los participantes deberán desarrollar un Plan de Vigilancia que se corresponda con las obligaciones establecidas en el párrafo anterior, Plan que debe elaborarse utilizando una metodología de vigilancia aprobada por la JE y que, por tanto, forma parte del Documento de Proyecto (CDM – EXECUTIVE BOARD, 2004 b, Sección D). El Plan de Vigilancia se activará al iniciarse la fase operativa del proyecto. En el caso que no exista una metodología de vigilancia aprobada aplicable al proyecto, los participantes deben desarrollar una nueva metodología de vigilancia que se ajuste a la actividad del proyecto, y cumplimentar el documento “Proposed New Methodology: Monitoring (CDM-NMM)”, incluido en el Anexo 5 de esta Guía, para su identificación y descripción. Hay que señalar que las metodologías de la base de referencia y vigilancia están íntimamente relacionadas, por lo que siempre se utilizarán juntas. Además es importante volver a señalar que ambas metodologías deben servir para demostrar la adicionalidad del Proyecto. Las metodologías de base de referencia y de vigilancia en estudio, aprobadas, o aprobadas y consolidadas por la JE se hacen públicas en la página Web del MDL, con la referencia NMXXXX, siendo XXXX el orden de presentación para las que están en proceso de aprobación; AMXXXX para las aprobadas, y ACMXXXX para las aprobadas y consolidadas, donde XXXX indica el orden de aprobación, o aprobación – consolidación en cada caso. Este proceso es muy dinámico, ya que las metodologías aprobadas pueden combinarse con propuestas posteriores para establecer metodologías más robustas, siendo, por tanto, recomendable revisar constantemente la página Web del MDL. (http://cdm.unfccc.int/methodologies) Hasta diciembre de 2004 se habían aprobado 19 metodologías, y se habían aprobado y consolidado las dos metodologías siguientes: • ACM0001: “Metodología consolidada de base de referencia y de vigilancia para proyectos de gases de vertedero” • ACM0002: “Metodología consolidada de base de referencia y de vigilancia para generación eléctrica conectada a la red de emisión cero, a partir de fuentes renovables”. Además para proyectos MDL de pequeña escala hay quince metodologías aprobadas de referencia AMS – categoría de la actividad del proyecto. (Ver § 5.3).

3.9

En base a lo sucedido hasta diciembre de 2004, al igual que ha ocurrido con las nuevas metodologías de la base de referencia, las razones principales para la no aprobación de una metodología nueva de vigilancia han sido las siguientes: • No se ha podido aprobar la metodología de vigilancia propuesta debido al rechazo de la metodología de la base de referencia. • No se considera coherente con la base de referencia. • Falta un listado de todos los datos que hay que medir y archivar. • No se ha considerado la vigilancia de fugas potenciales. • La vigilancia debería ser más frecuente. • Hay una falta de descripción suficiente del equipo de medición. • La calibración de la instrumentación debería hacerse más frecuentemente. • Hay una falta de transparencia en todas las hipótesis utilizadas en el cálculo de las emisiones. • Los cálculos y algoritmos han sido incluidos en el DDP. • No hay justificación suficiente de que las hipótesis utilizadas para los cálculos de emisiones sean conservadoras. • Se necesitan cálculos adicionales de importancia. • La especificación de los datos debe ser más completa. • No hay suficiente seguimiento de la regulación/legislación nacional ni regional. Los planes de vigilancia dependen del tipo de proyectos, ya que en unos la reducción de emisiones es la diferencia entre las emisiones de la base de referencia y las emisiones del proyecto, mientras que en otros es resultado directo del proyecto; existen, por ello, las dos opciones de vigilancia que se indican a continuación: • Opción 1: Vigilancia de las emisiones de los escenarios del proyecto MDL y de la base de referencia. (CDM-EXECUTIVE BOARD, 2004 d, sección B2). • Opción 2: Vigilancia directa de la reducción de emisiones debidos al proyecto (CDMEXECUTIVE BOARD, 2004 d, sección B3). Asimismo se exige una garantía de calidad en los datos utilizados, así como su conservación en los archivos hasta dos años después de la finalización del periodo de acreditación. La ejecución del Plan de Vigilancia es requisito para la verificación, certificación y expedición de las reducciones certificadas de emisiones (RCE).

3.2.5

Repercusiones ambientales

Los participantes deben analizar los impactos ambientales del proyecto, considerando el documento del proyecto si éste produce un impacto ambiental significativo, incluidos los impactos transfronterizos. En caso de que los impactos ambientales se consideren significativos, los participantes deberán exponer los medios previstos para su mitigación.

3.10

Recuadro nº 3.1 Estudios del Impacto Ambiental de un proyecto MDL La política ambiental de los países debe ser orientada hacia la existencia y desarrollo de proyectos de inversión, en donde hay que conciliar la estrategia de crecimiento económico con la debida protección del medio ambiente. Las inversiones publicas y/ o privadas deben estar orientadas al uso sustentable de los recursos naturales, sin que por ello se afecte el desarrollo económico. En la práctica el objetivo será incorporar la dimensión ambiental en la evaluación de proyectos y actividades. La responsabilidad de implementar y administrar un sistema para evaluar el impacto Ambiental es del gobierno y la verificación de su aplicación a algún proyecto MDL lo debe hacer la Entidad Operacional Designada. El impacto ambiental se debe evaluar en el área de influencia de un proyecto. Los límites del proyecto deben abarcar todas las emisiones antropógenas de GEI bajo el control del titular, que son significativas y que razonablemente pueden ser atribuidas al proyecto MDL. Durante la ejecución del proyecto, se debe hacer una evaluación de los impactos ambientales y sociales. Si durante la implementación del proyecto, ocurren impactos negativos, el proyecto debe hacer una amplia notificación pública; para que no se vea afectada su credibilidad. Las reglas para la selección de cualquier proyecto MDL deben de ser tales que protejan los ecosistemas, eviten impactos indeseables y promuevan el cumplimiento de la normativa. Los proyectos deben ser consistentes con los objetivos y la evolución de los convenios sobre medio ambiente, al igual que con la legislación ambiental local y/o nacional. La metodología para calcular bases de referencia y fugas, debe de ser sólida. Todo proyecto MDL debe hacerse con una actitud y tendencia positiva, por lo que tanto para los resultados como las aplicaciones hay que ser específicos, evitando que el sensacionalismo – catastrofismo sesgue la información y por lo tanto la decisión de su aceptación o rechazo. En el caso de que el proyecto reduzca las emisiones de GEI por encima de los valores estimados en el DDP – MDL, hay que realizar conservadoramente los cálculos para demostrar esta disminución de las emisiones, citando el impacto logrado en casos similares.

3.2.6

Comentarios y alegaciones de los interesados

La última sección del documento del proyecto está dedicada a las alegaciones que puedan presentar sobre el mismo los interesados locales. Se entiende por interesados en el proyecto tanto a personas, como a grupos o comunidades locales afectados – o posiblemente afectados – por la actividad de proyecto, o por alguna acción realizada para llevar a cabo el mismo. Los participantes son responsables de recopilar las opiniones y comentarios sobre los aspectos y problemas principales que causa el proyecto. Además deben hacer un informe escrito, para que la Entidad Operativa Designada (EOD) pueda validar el procedimiento de consulta. 3.11

En consecuencia, los participantes han de invitar a los interesados locales a realizar las alegaciones que consideren oportunas. Los participantes incluirán una breve descripción del proceso de consulta, un resumen de las observaciones recibidas, y un informe sobre el grado en que se han tenido en cuenta. (MP, párrafo 37 b) Los participantes deben seguir las reglas del País anfitrión para consultas públicas; además han de verificar con la Autoridad Nacional Designada (AND) si las normas existentes son adecuadas para el proyecto propuesto. Si no existiesen tales reglas, los participantes deberán desarrollar su propio procedimiento de consulta. En el recuadro nº 3.2 que se incluye a continuación, se presenta un procedimiento de consulta.

Recuadro nº 3.2 Ejemplo de procedimiento de consulta a los interesados en un proyecto MDL Si no hay un procedimiento de consulta, y existe un grupo de personas que puedan ser afectados por el proyecto MDL, los participantes deben realizar las siguientes acciones: 1. 2. 3.

Identificar a los interesados locales afectados, o posiblemente afectados, por el proyecto. Los interesados pueden ser personas, grupos o comunidades. Desarrollar un programa de comunicación que incluya la explicación escrita o verbal del mecanismo MDL, una descripción del proyecto y de sus posibles impactos así como una explicación del documento de proyecto (DDP). Invitar a los interesados identificados para que hagan alegaciones sobre los tres aspectos del proyecto MDL indicados en el párrafo anterior. La invitación puede hacerse publicando un anuncio cuando menos en un periódico local, solicitando los comentarios por escrito y citando a una reunión explicativa. La invitación debe mencionar que se puede solicitar y obtener: • • •

4. 5.

La información que describe el MDL. El documento de proyecto, DDP. La información de los posibles impactos de la actividad del proyecto.

Registrar todas las respuestas. Esto puede hacerse bien a través de las actas de las reuniones con los interesados o en un resumen escrito que identifique y responda a los principales cuestionamientos. El informe escrito de la consulta a los interesados que deberá contener tanto las respuestas escritas como las verbales, y presentar todos los comentarios, incluidos las objeciones y apoyos al proyecto, e indicar claramente las medidas acordadas por los participantes para aliviar las inquietudes de los interesados locales. Se deberá mencionar la forma de localizar a los mismos.

En algunos casos puede ser difícil para los participantes definir quiénes son los interesados en relación con un proyecto. El desarrollo de una base de datos a nivel de país con este propósito, puede ser de utilidad para mantener la transparencia precisa y conocer las prioridades nacionales para un desarrollo sostenible.

3.12

3.2.7

Aprobación por el País anfitrión

Los participantes deben tener la aprobación por escrito de la Autoridad Nacional Designada (AND) de la Parte interesada, que consiste en la autorización a una o varias entidades específicas a participar como proponentes de una determinada actividad de proyecto MDL. El país debe haber ratificado el Protocolo de Kioto, y la AND debe emitir una carta de aprobación de participación voluntaria en la actividad MDL propuesta y una declaración de que el proyecto contribuye a su Desarrollo Sostenible. Es por tanto responsabilidad de los participantes someter el proyecto MDL a aprobación de la AND del País anfitrión como paso previo al informe de validación de la EOD y por tanto al registro del mismo por la Junta Ejecutiva del MDL. Las AND puede además establecer los requisitos que consideren oportunos para la aprobación de proyectos MDL en su territorio. Por lo tanto, es conveniente que los participantes contacten con la AND de la Parte anfitrión en la iniciación del proyecto, para verificar que el país cumple con todos los requisitos exigidos; orientar adecuadamente el desarrollo del proyecto y conocer qué reglamentos y normas se aplican en el país con respecto a los proyectos MDL. Si la Parte anfitrión todavía no cumple con alguno de los requisitos, es importante verificar si su política ambiental es concordante con respecto a la Convención Marco y al Protocolo de Kioto, que pueda asegurar en un futuro próximo el cumplimiento de los requisitos de elegibilidad. La aprobación del proyecto en este ámbito debe estar anexada al final del documento del proyecto. En la Adenda de esta Guía se exponen algunos criterios básicos sobre la contribución del proyecto MDL al desarrollo sostenible del País anfitrión.

Recuadro 3.3 Ejemplo de aprobación nacional de proyectos MDL. Brasil En Brasil, la Autoridad Nacional Designada es la “Comisión Interministerial de Cambio Climático”, compuesta por representantes de 10 Ministerios y presidida por el Ministro de Ciencia y Tecnología. Entre sus funciones, aprobadas mediante la Resolución nº 1 de 2003 está la aprobación de proyectos y la definición de criterios de elegibilidad adicional a los considerados en el marco de los Organos de la CMNUCC encargados del MDL. Así, los promotores de proyectos deben remitir para aprobación la siguiente documentación a la AND de Brasil: „ Documento de diseño de proyecto; „ Descripción de cómo el proyecto ayuda a Brasil a conseguir un desarrollo sostenible (Regulado en el Anexo III de la Resolución): − Contribución a la sostenibilidad ambiental local − Contribución al desarrollo de las condiciones laborales y a la creación de empleo − Contribución a la capacitación y desarrollo tecnológico; − Contribución a la integración regional y a las relaciones sectoriales „ Informe de validación de la Entidad Operativa Designada; „ Compromiso Formal de informar sobre la distribución de las reducciones certificadas de emisiones (RCE) entre los participantes del proyecto en cada verificación y certificación.

3.13

„

Documentos que confirmen el cumplimiento con la legislación laboral y ambiental de Brasil cuando sea necesario; Consulta obligatoria a los siguientes agentes:

„

− Municipalidades y Representantes municipales; − Agencias ambientales Estatales y Locales; − Foro Brasileño de ONGs y Movimientos Sociales; − Asociaciones Comunitarias; − Ministerio Publico La Entidad Operativa Designada para la validación y la verificación/certificación deberá:

„

− − −

„ „

haber sido acreditada por la Junta Ejecutiva del MDL estar totalmente establecida y con sede en territorio Brasileño; demostrar capacidad para asegurar el cumplimiento de los requisitos pertinentes de la legislación Brasileña La decisión final sobre la aprobación se tomará antes de 60 días posteriores a la primera reunión de la Comisión tras haber recibido todos los documentos necesarios; La Secretaría de la Comisión mantendrá una base de datos pública con todos los proyectos recibidos;

Más información: www.mct.gov.br/clima

3.3 Validación Esta etapa del ciclo de proyecto consiste en una evaluación independiente de las actividades de proyecto MDL, por una Entidad Operacional Designada (EOD), que constata el cumplimiento de todos los requisitos establecidos por los MP del MDL, y las decisiones de la CP/RP en base al Documento de Diseño del Proyecto. Estas entidades son contratadas por los participantes, que pueden elegir entre las acreditadas por la JE del MDL(4). La Entidad Operacional Designada debe constatar que están tratados correctamente los siguientes puntos: • El proyecto es voluntario y está aprobado por la Parte anfitrión. • El proyecto cumple con las Modalidades y Procedimientos de las MP del MDL, y regulaciones posteriores que haya aprobado la JE. • El documento del proyecto está completo. • Las metodologías de la base de referencia y de vigilancia elegidas están aprobadas por la JE, son aplicables a la actividad del proyecto, y están utilizadas correctamente o bien se proponen metodologías nuevas que deben ser aprobadas previamente por la JE. • Se demuestra la adicionalidad de la actividad de proyecto. • Los límites de emisión del proyecto incluyen todas las fuentes de emisión de GEI que están bajo el control de los participantes, y se tienen en consideración las posibles fugas para hacer los ajustes correspondientes. • Los cálculos de la base de referencia son conservadores y tienen en cuenta las incertidumbres. • Los cálculos son adecuados para la actividad del proyecto y reflejan las circunstancias nacionales y sectoriales, incluyendo escenarios futuros viables en base a las circunstancias del País anfitrión. (4)

Una lista actualizada de los EOD acreditadas puede obtenerse de la dirección: http://cdm.unfccc.int/DOE/

3.14

• La base de referencia no incluye factores externos a los límites del proyecto, como pueden ser los desastres naturales. • El proyecto incluye un plan de vigilancia efectivo y fiable. • Se ha seleccionado el periodo de acreditación. • El proyecto incluye un informe resumido de los comentarios recibidos de los interesados locales. • El proyecto incluye, si es necesario, un estudio de impacto ambiental. Durante la fase de validación, la EOD debe dirigirse a los interesados internacionales, especialmente a las organizaciones no gubernamentales (ONG) acreditadas ante la CMNUCC(5), para invitarles a realizar observaciones sobre el proyecto MDL, e incluir en el informe de validación el análisis de estas opiniones y la manera en que fueron resueltas. La Entidad Operacional Designada, una vez comprobado que la documentación preparada por los participantes es correcta y completa, debe proceder a su remisión a la JE, unido a su informe razonado de validación. La EOD debe hacer público el informe de validación acompañando la solicitud de registro si fuera el caso (Ver Gráfico 3.4).

(5)

Convención Marco de Naciones Unidas para el Cambio Climático)

3.15

Gráfico 3.4 – Esquema de Validación de un Proyecto MDL (EOD)

DDP presentando a EOD

EOD Comprueba Requisitos

Son metodologías aprobadas por JE? Si

No

DDP a información pública Nuevas metodologías se presentan a JE

Alegaciones Partes/Interesados/ ONG acreditadas (Max.: 30 Días)

Proyecto MDL validado

¿Nuevas Metodologías Sison aprobadas por No JE? (Max.: 3 meses)

Revisión por los participantes

Fuente: Elaboración propia

3.4 Registro El registro es la aceptación oficial de un proyecto MDL por la JE a petición de la EOD que lo ha validado. Es una etapa imprescindible para las fases siguientes del ciclo: verificación, certificación y expedición de las reducciones certificadas de emisiones (RCE). La EOD deberá presentar una solicitud de registro ante la JE en forma de informe de validación, incluyendo el documento de proyecto (DDP), la aprobación del proyecto por la Parte anfitrión, y una explicación sobre las alegaciones recibidas y cómo se ha tenido en cuenta.

3.16

Gráfico 3.5 – Esquema del Registro de un Proyecto MDL

EOD presenta el informe de validación a JE

Requerimiento revisión del DDP, por JE? (Máx.: 8 semanas)

Si

No

Revisión nuevo DDP, por JE (Max.: 2 reuniones JE)

Aprobación DDP por JE?

No

Si

Proyecto registrado JE

Repetir ciclo Fuente: Elaboración propia

Transcurridas ocho semanas desde la presentación de solicitud, el proyecto MDL se considerará registrado, a no ser que una Parte relacionada con el proyecto o al menos tres miembros de la JE pidan una revisión del proyecto. Esta revisión se referirá a los requisitos de validación, y finalizará como máximo en la segunda reunión de la JE celebrada después de la solicitud de revisión.

3.17

3.5 Implantación y Vigilancia Una vez que un proyecto MDL ha sido registrado por la JE, los participantes pueden proceder a su implantación, exceptuándose los proyectos iniciados en el año 2000 y cuyo registro se solicite antes del 31 de diciembre del 2005, en cuyo caso la implantación puede ser anterior al registro(6). Los participantes son responsables de la vigilancia de la actividad del proyecto en la fase operativa, que debe realizarse de acuerdo con las exigencias del plan de vigilancia incluido en el documento de diseño del proyecto validado. El plan de vigilancia se activará, por tanto, al iniciarse el funcionamiento normal del proyecto MDL registrado. A partir de los datos obtenidos, los participantes estimarán o medirán las reducciones de emisiones antropogénicas de GEI, por fuentes, producidas por la actividad del proyecto en un tiempo determinado. Los participantes deberán emitir un informe de vigilancia, que incluya las reducciones citadas en el párrafo anterior y someterlo a una EOD para su verificación y certificación.

3.6 Verificación y Certificación La Verificación de un proyecto MDL es el examen periódico e independiente, y la determinación a posteriori por una Entidad Operacional Designada (EOD), de las reducciones vigiladas de emisiones antropógenas por fuentes de GEI que han ocurrido como resultado de una actividad del proyecto MDL. La Certificación es la constancia por escrito de la Entidad Operacional Designada de que, durante un periodo de tiempo especificado, una actividad de proyecto alcanzó las reducciones de emisiones antropógenas por fuentes de los GEI, tal como se habían verificado. Es responsabilidad de los participantes contratar una EOD entre las entidades operacionales acreditadas por la JE para llevar a cabo la verificación y certificación. La EOD elegida debe ser diferente de la que realizó la validación. Asimismo, los participantes, de acuerdo con la EOD, deben determinar con qué frecuencia se han de llevar a cabo las verificaciones a lo largo de la actividad de proyecto. La Entidad Operacional Designada será responsable en las etapas de verificación y certificación del ciclo del proyecto, que deberá incluir las siguientes acciones: • Determinar que la documentación presentada concuerda con los requerimientos del DDP registrado, con las disposiciones pertinentes de la decisión 17/CP.7 del presente anexo, y con las decisiones pertinentes de la CP/MP. • Realizar las inspecciones “in situ”, necesarias, que podrán incluir un examen de los resultados logrados, entrevistas con los participantes y con los interesados locales, una recopilación de las mediciones, y la comprobación de la exactitud precisa del equipo de vigilancia.

(6)

Nota: El párrafo 12 de las MP del MD, establece que la fecha inicial del periodo de acreditación sólo puede ser posterior a la fecha de registro del proyecto MDL. Sin embargo, el párrafo 13 de este Reglamento especifica que una actividad de proyecto iniciada a partir del año 2000 podrá ser validada y registrada como proyecto MDL si se solicita su registro antes del 31 de diciembre del 2005, y en este caso, su periodo de acreditación podrá empezar antes de la fecha de su registro, pero no antes del 1º de enero de 2000.

3.18

• Usar datos adicionales de otras fuentes, si procede. • Examinar los resultados de la vigilancia, comprobando que las metodologías para la estimación de las RCE por fuentes han sido aplicadas correctamente, y que la documentación correspondiente sea completa y transparente. • Recomendar a los participantes las modificaciones en la metodología de vigilancia que estime convenientes. • Determinar las RCE por fuentes de GEI que no se habrían producido de no realizarse la actividad de proyecto del MDL, a partir de los datos y la información que se deriven de lo dispuesto en los tres primeros puntos de este epígrafe, utilizando procedimientos de cálculo que sean compatibles con los señalados en el documento de proyecto y en el plan de vigilancia. • Determinar y comunicar a los participantes los problemas que puedan suscitarse respecto a la coherencia entre la actividad real y el DDP registrado. Los participantes deberán ocuparse de esos problemas y presentar la información adicional que fuera necesaria. • Presentar un informe de verificación a los participantes, a las Partes interesadas y a la Junta Ejecutiva. El informe se pondrá a disposición pública. Asimismo la EOD deberá, basado en su informe de verificación, certificar por escrito que durante el periodo de tiempo especificado, la actividad de proyecto alcanzó la cantidad verificada de reducciones de emisiones de GEI por fuentes, que no hubieran ocurrido en ausencia de la actividad de proyecto MDL. También Informará por escrito a los participantes, a las Partes interesadas y a la Junta Ejecutiva de su decisión de certificación. Al terminar el proceso de certificación, pondrá inmediatamente a información pública el informe de certificación.

3.7

Expedición de Reducciones Certificadas de Emisiones (RCE)

El informe de certificación es, en sí mismo, una solicitud a la JE de expedición de las RCE equivalentes a la cantidad verificada de reducciones de emisiones antropógenas por fuentes de los GEI. La expedición debe hacerse en un plazo de 15 días a partir de la recepción, a menos que sea solicitada una revisión por alguna de las Partes interesadas en la actividad de proyecto, o por al menos tres miembros de la JE. La revisión se limita a cuestiones de fraude, incorrección o incompetencia de la EOD, y debe quedar concluida en un plazo de 30 días. Al recibir el Administrador del Registro del MDL, instrucciones de la JE para expedir las RCE resultantes de la actividad del proyecto MDL, las expedirá y abonará en la cuenta de transición de la JE del registro del MDL. A continuación el Administrador del Registro transferirá: • La cantidad de RCE equivalente a los gastos administrativos y de adaptación, a la cuenta del Registro prevista para estos fondos • La cantidad de RCE restantes a las cuentas de las Partes y de los participantes según lo indicado en la solicitud 3.19

Gráfico 3.6 Esquema de Expedición de las RCE

Verificación/Certificación RE

Informe de certificación (EOD) solicitud expedición RCE

Revisión RCE por JE? (Una parte participante o tres miembros JE) (máx.: 15 días) Si

No

Aprobación RCE? (máx.: 30 días) No

Si

Expedición RCE (Administración Registro MDL)

No genera RCE insatisfactorias Fuente: Elaboración propia

3.8 Medida y cálculo de emisiones de efecto invernadero (GEI) 3.8.1

Medida de emisiones

En la Tabla 3.1 adjunta se presentan los gases de efecto de invernadero que deben considerarse de acuerdo con el Anexo A del Protocolo de Kioto. Los tres primeros GEI de esta tabla ocurren en la naturaleza. El dióxido de carbono es con diferencia el más abundante, produciéndose en la combustión de combustibles fósiles, en algunos procesos industriales y en la deforestación. El metano se genera principalmente en la descomposición de la materia orgánica, en la operación de vertederos, y en otros procesos industriales, y se libera en la minería del carbón y en las perforaciones petrolíferas y gasistas. El óxido nitroso se emite en la fabricación de fertilizantes. El sector de trasporte es un contribuyente importante a la emisión de este GEI. Los tres segundos GEI de la citada Tabla 3.1 son gases industriales fluorados. Los hidrofluorocarbonos (HFC) se utilizan en refrigeración y aire acondicionado; se han considerado de esta familia los cuatro gases más representativos. Los perfluorocarbonos (PFC) se emplean en sustitución de los hidrofluorocarbonos, habiéndose presentado los dos más utilizados.

3.20

El último GEI considerado, es el hexafluoruro de azufre utilizado como fluido dieléctrico, siendo el GEI antropógeno de mayor PCA. La medida de las emisiones y absorciones se realiza en toneladas de dióxido de carbono equivalente (tCO2e), definidas como el producto de la masa física del GEIi expresada en toneladas métricas (tGEIi), siendo i la identificación del GEI, según el ordinal de las filas de la Tabla 3.1, por un índice denominado Potencial de Calentamiento Atmosférico del gas (PCAi), también indicado en dicha tabla. Es decir, tCO 2 e = tGEI i ⋅ PCA i

(3.1)

El PCA se define como la relación entre la capacidad de un gas de efecto invernadero de almacenar calor en la atmósfera con la capacidad de dióxido de Carbono (CO2). El Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC) ha definido los valores de establecimiento de los PCA y su puesta al día. Los PCA incluidos en la citada Tabla 3.1 (IPCC, 1996) son los exigidos por la JE en los cálculos de emisiones antropógenas de GEI para el primer periodo de compromiso (2008 – 2012) del Protocolo de Kioto.

Tabla 3.1. Gases de Efecto Invernadero y sus Potenciales de Calentamiento Atmosférico.

GAS DE EFECTO INVERNADERO (GEIi)

Símbolo químico

Masa molecular

Potencial de Calentamiento Atmosférico (PCAi)

CO2 CH4 N2O HFC 23 (CHF3) HFC 125 (CHF2CF3) HFC 134a (CH2FCF3) HFC 152a (CH3CHF2) CF4 C2F6 SF6

44 16 30

1 21 310

70

11700

120

2800

102

1300

66

140

88 138 146

6500 9200 23900

i Dióxido de carbono Metano Oxido nitroso

1 2 3 4

Hidrofluorocarbonos (HFC)

5 6 7

Perfluorocarbonos (PFC) Hexafluoruro azufre

8 9 10

Fuente: IPCC, 1996.

Como ejemplo de aplicación de la expresión 3.1, la emisión de 5 tGEI2, resultan 105 toneladas métricas de CO2 equivalentes (tCO2e), ya que el subíndice i es igual a 2; por tanto se trata de gas metano cuyo Potencial de Calentamiento Atmosférico es 21. Si en el proceso se emiten n GEI, la ecuación anterior se amplía de la forma siguiente,

n tCO 2 e = ∑ tGEI i ⋅ PCA i i

(3.2) 3.21

3.8.2

Cálculo de las emisiones

El cálculo de emisiones anuales antropógenas de GEI se basa en el nivel anual de actividad del proyecto Q, multiplicados por los Factores de Emisión de dióxido de carbono equivalente (FE) correspondientes a los escenarios de la base de referencia (EB), del proyecto (EP) y de las fugas (EE) o posibles emisiones externas, es decir producidas fuera del ámbito del proyecto, pero atribuibles al mismo. La reducción de emisiones (RE) atribuible al proyecto MDL es la diferencia entre las emisiones debidas a la base de referencia y las producidas en el proyecto y en las fugas. El párrafo anterior queda resumido en la siguiente ecuación:

RE = EB − ( EP + EE) = EB - EP - EE

(3.3)

Las Emisiones incluidas en la ecuación anterior y por lo tanto la Reducción de Emisiones (RE) deben expresarse en tCO2e/a. Si la actividad del proyecto consiste en la destrucción de emisiones de GEI, la ecuación anterior se modifica como se indica a continuación,

RE = EP − EB − EP − EE

(3.4)

donde EP y EB representan las destrucciones anuales de GEI debidas a la actividad del proyecto y a la base de referencia respectivamente; mientras que EP y EE representan las emisiones anuales de GIE debidas al proyecto y a las fugas. El Factor de Emisión (FE) en cada escenario, indica la emisión de dióxido de carbono equivalente por TJ de combustible consumido, por MWh de electricidad generada o por unidad de actividad de proyecto (Q), pudiendo expresarse por ejemplo, en tCO2e / TJ. En esta Guía se denomina Q a la actividad de Proyecto y G al consumo de combustible. En el supuesto de una central eléctrica Q se mide en MWh. El Factor de Emisión (FE) debe considerar los GEI que producen cada una de las tres actividades que, en general, no son coincidentes. El Factor de Emisión (FEj,i) del Gas de Efecto Invernadero i (GEIi) producido por la fuente j, indica las emisión de este gas por unidad de energía liberada (TJ), por unidad de energía eléctrica generada (MWh), o por unidad de actividad de proyecto, pudiendo expresarse por ejemplo como tGEIi/TJ, donde tGEIi representa toneladas métricas del gas GEIi. Los nombres de los tipos de Factores de Emisión utilizados en los cálculos son los siguientes:

• • • • • •

FEj,i FEj FEred FEmo FEmc FE

Factor de Emisión del gas GEIi de la fuente j Factor de Emisión de la fuente j Factor de Emisión de una red eléctrica o sistema eléctrico Factor de Emisión en el período de operación Factor de Emisión en el período de construcción Factor de Emisión correspondiente a un proceso

La Tabla 3.2 incluye los Factores de Emisión por defecto, de dióxido de carbono, para los principales combustibles, recomendados por el Panel Internacional sobre el Cambio 3.22

Climático (IPCC, 1996, Vol. 3º) a emplear en los cálculos de emisiones de GEI en el primer periodo de compromiso, 2008/2012. Los Factores de Emisión de metano y óxido nitroso pueden encontrarse en las tablas 1-7 y 1-8 (IPCC, 1996, Volumen 3º).

Tabla 3.2 Valores de los Factores de Emisión de dióxido de carbono más representativos:

F.E. [tCO2/TJ]

Combustibles Sólidos

F.E. [tCO2/TJ]

Líquidos 98.3

Antracita Carbón de coque Hulla Carbones sub-bituminosos

94.6 94.6 96.1 101.2 106.0

Lignito Turba

Gaseosos Gas natural Metano Gas de refinería Gas de horno de coque Gas de horno alto

Combustibles

56.1 55.1 66.7 108 / 47 24.2

Fuel residual GLP Etano Nafta Asfaltos Lubricantes Coque de petróleo

77.4 63.1 61.6 73.3 80.7 80.7 100.8

Materia prima de refinería

73.3

Crudo Orimulsión GNL Gasolinas Queroseno (aviación) Otros querosenos Gasóleo

73.3 80.7 63.1 69.3 71.5 71.9 74.1

Fuente: IPCC, 1996.

El equivalente energético en TJ - G(TJ/a)- del consumo anual de combustible G, expresado en unidades de masa -G(kt/a)- se obtiene multiplicando el consumo másico por el poder calorífico inferior del combustible (PCI en TJ/ kt), donde kt indica miles de toneladas métricas.

G(TJ/a) = G(kt/a) ⋅ PCI(TJ/kt)

(3.5) Si el consumo anual de combustible se expresa en unidades de volumen G (l/a), siendo l, litros y ρ la densidad del combustible medida en miles de toneladas (kt) por litros:

G(kt/a) = G(l/a) ⋅ ρ(kt/l)

(3.6)

El poder calorífico de los combustibles primarios dependen de su origen y se indican el la tabla 1-2 (IPCC, 1996, Volumen 3º). Sin embargo los combustibles secundarios (refinados), no presentan grandes variaciones, incluyendo la tabla 3.3 los valores por defecto recomendados por el IPCC.

3.23

Tabla 3.3 Valores del poder calorífico de combustibles refinados Poder calorífico inferior de combustibles refinados [ TJ/kt ] Asfalto Refinados del petróleo Gasolinas 44,80 Lubricantes Queroseno (aviación) 44,59 Coque de petróleo Otros querosenos 44,75 Materia prima de refinería Pizarra bituminosa 36,00 Gas de refinería Gasóleo/diesel 43,33 Otros productos del petróleo Fuel 40,19 Otros productos GLP 47,31 Alquitranes Etano 47,49 Esquisto bituminoso Nafta 45,01 Orimulsión

40,19 40,19 31,00 44,80 48,15 40,19 28,00 9,40 27,50

Fuente: OECD/IEA

La emisión anual E de cada escenario puede calcularse por la siguiente fórmula, suponiendo que el Proyecto da lugar a n sub-actividades, n

E = ∑ Q j ⋅ FE j

(3.7)

j

siendo FE j el Factor de Emisión correspondiente a la sub–actividad j de proyecto Q j , que puede calcularse mediante la expresión, nj

FE j = ∑ FE j,i ⋅ PCA i

(3.8)

i

donde nj es el número de GEI

producidos por la sub-actividad Q j , e i el subíndice

identificador del GEI según la tabla 3.1, El Factor de Emisión de dióxido de carbono debe tener en cuenta que cuando el combustible se quema, parte de su carbono no se oxida para formar CO2, debido a ineficiencias en el proceso de combustión. La tabla 3.3 incluye las fracciones de carbono oxidado recomendadas por el IPCC para su utilización por defecto en función del tipo de combustible. De acuerdo con el párrafo anterior los Factores de Emisión de CO2 incluidos en la Tabla 3.2, deben ser multiplicados por la fracción de oxidación de la siguiente, para tener el FE efectivo de CO2. Tabla 3.4. Fracción de oxidación Fracción de carbono oxidado Carbón Productos petrolíferos Gas Turba para generación eléctrica

0,98 0,99 0,995 0,99

Fuente: IPCC, 1996, Vol. 3º.

3.24

A continuación se considera la aplicación de las ecuaciones 3.7 y 3.8 a dos procesos particulares.

„

Proceso con una sola fuente de GEI o sea, n = 1 y por tanto j =1, nj =n1

n

1

E = Q ⋅ ∑ FE i ⋅ PCA i

(3.9)

i

lo que permite en este supuesto, definir el Factor de Emisión del proceso FE,

n 1 FE = ∑ FE i ⋅ PCA i

(3.10)

E = Q ⋅ FE

(3.11)

i

Como ejemplo puede citarse la combustión de gasóleo en el transporte pesado por carretera (n = 1), que da lugar a los tres GEI (n1 = 3) CO2, CH4 y N2O y a un Factor de Emisión FE siendo los Factores de Emisión de los GEI CO2, CH4 y N2O, 1097 g/km, 0.6 g/km y 0.031 g/km respectivamente según la tabla 1-32 (IPCC, 1996, Vol. 3º). En el recuadro 3.4 se estudia el factor de emisión de una caldera de fuel residual utilizada para el arranque de una planta de biocombustible y en otras operaciones auxiliares. Ejemplo basado también en la expresión 3.9.

Recuadro 3.4 Cálculo de las emisiones de una caldera auxiliar Se supone un consumo de la caldera auxiliar por arranque de la planta de 500 l de fuel residual y seis arranques anuales, o sea un consumo anual de 3000 l de fuel residual. El equivalente energético de 3000 l de fuel es el producto del Factor de Emisión del fuel (FE) por el consumo anual de combustible en miles de toneladas métricas (kt) – expresión 3.5 -. El consumo anual en miles de toneladas métricas G(kt/a) correspondiente a 3000 litros de fuel, se obtiene mediante la expresión 3.6, empleando un valor por defecto de la densidad del fuel de 940 kg/m3. 3 l kg -6 kt -3 m ⋅ 10 ⋅ = 2,82 ⋅ 10 -3 kt/a G(kt/a) = 3000 ⋅ 940 3 ⋅ 10 ⋅ kg l a m

cuyo equivalente energético es

G(TJ/a) = 2,82 ⋅ 10 −3 ⋅

kt TJ ⋅ 40,19 ⋅ = 0,113 TJ/a a kt

3.25

El Factor de Emisión de CO2 del fuel (FE1) 77,4 tCO2/TJ (Tabla 3.2), debe ser multiplicado por la fracción de oxidación 0,99 (Tabla 3.4), para tener el FE efectivo como se ha indicado anteriormente. Los Factores de Emisión de CH4 (FE2) y de N20 (FE3) se encuentran en las tablas 1-7 y 1-8 de la referencia (IPCC, 1996, Volumen 3º). Los potenciales de calentamiento atmosférico se dan en la Tabla 3.1. La aplicación de la expresión 3.10 permite definir el FE del proceso.

FE = FE1 ⋅ 0,99 ⋅ PCA 1 + FE 2 ⋅ PCA 2 + FE 3 ⋅ PCA 3 = = 77,4 ⋅ 0,99 ⋅ 1 + 0,003 ⋅ 21 + 0,0006 ⋅ 310 = 76,88 tCO2e/T J Las emisiones anuales de GEI de la caldera son,

E = FE ⋅ G = 76,88

„

tCO 2 e TJ ⋅ 0,113 ⋅ = 8,687 tCO 2 e/a TJ a

Proceso con dos fuentes de CO2, o sea, n = 2, i =1; es decir j = 1, 2 y PCG1=1, resultando al aplicar (3.5),

E = Q1 ⋅ FE1,1 + Q 2 ⋅ FE 2,1

(3.12)

En el recuadro Nº 3.5 se desarrolla un ejemplo de un proceso de destrucción de un GEI fluorado (i = 4) que da lugar a dos fuentes (n = 2) de CO2, único GEI, (i = 1) y n j,1=1, para j = 1, 2

Recuadro nº 3.5 Ejemplo de metodologías aprobadas de base de referencia y de vigilancia. Metodologías AM 0001 / Versión 02(7) Título del Proyecto: “Incineration of HFC 23 Waste Strean” Referencia: AM0001 Aplicación a los proyectos “Project for GHG emission reduction by thermal oxidation of HFC 23 in Gujarat” (India) y “HFC Decomposition Project in Ulsan” (República de Corea) y; siendo estos proyectos, el tercer y cuarto proyecto aprobado por la Junta Ejecutiva, el 8 y 24 de marzo de 2005 respectivamente. La actividad de ambos proyectos consiste en la destrucción del GEI hidrofluorocarbono HFC 23 (i = 4, Tabla 3.1), producido como subproducto de la fabricación del HCFC 22, utilizado en la industria de refrigeración y aire acondicionado. La práctica habitual es liberar a la atmósfera el HFC 23. El proceso de destrucción del HFC 23 se realiza a 1200º C en un incinerador que utiliza como combustible adicional gas natural, consumiendo además energía eléctrica y vapor de agua. (7)

http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/approved.html

3.26

Como resultado de la incineración se produce dióxido de carbono, por la oxidación del carbono contenido en el HFC 23 (CHF3) y por la combustión del gas natural, dando lugar a dos fuentes de CO2, produciéndose también ácido HCl y HF, corriente gaseosa que se enfría en una torre de refrigeración. El CO2 una vez enfriado y separado de los ácidos, se libera a la atmósfera. Las soluciones ácidas se neutralizan con cal dando lugar a cloruros y fluoruros de calcio, que forman los residuos sólidos del proceso. La metodología de la base de referencia se basa en el criterio a), “Las emisiones efectivas del momento o del pasado, según se aplique” (MP del MDL, párrafo 48). La reducción anual de emisiones de GEI conseguida en el Proyecto, será la diferencia entre la cantidad de HFC 23 destruida en el incinerador y la cantidad destruida en la base de referencia, multiplicadas por el potencial de calentamiento atmosférico del HFC 23 menos las emisiones de CO2 procedente del incinerador y fugas. Lo que se puede expresar mediante la aplicación de las ecuaciones 3.4, y 3.9 (§ 3.8.2), teniendo en cuenta los datos específicos de los proyectos. A continuación se calcula la reducción de emisiones debida a la actividad del proyecto Ulsan cuyos datos técnicos se indican en la Tabla siguiente, Características de los GEI del Proyecto Ulsan. Fuentes j

GEIi

GEI i

Flujo anual Qi Q4 t/a Q´4 t/a

1

HFC 23 (CHF3)

4

2

CH4

2

Q2 t/a

CO2

1

Q1 t/a

PCGi tCO2e /tGEIi 11700 tCO2e/tHFC23 21 tCO2e/tCH4 1

FE j,1 44/70 = 0.62857 tCO2 e /tHFC23 44/16=2.75 tCO2e /tCH4

donde Q4 y Q´4 representan las cantidades anuales de HFC 23 (i = 4, Tabla 3.1) destruidas por el incinerador y en la base de referencia; Q2 la cantidad anual de gas natural (i = 2) quemada en el incinerador y Q1 la emisión anual de dióxido de carbono (i = 1) emitidas por las dos fuentes del Proyecto, representadas en la tabla anterior por las filas segunda (j = 1) y tercera (j =2). Los Factores de Emisión (Fj,i) de dióxido de carbono debido a la incineración del HFC 23 (FE 1,1) y a la combustión del gas natural (FE 2,1) están indicados en la 6ª columna de la tabla adjunta. La cantidad anual de HFC-23 destruida en la base de referencia Q´4 depende de las regulaciones nacionales. En el supuesto de su inexistencia, Q´4 es cero. La reducción anual de emisiones antropogénicas (RE) de GEI, puede calcularse según la ecuación (3.4) reproducida a continuación:

RE = EP − EB − EP − EE

3.27

donde EP y EB representan la destrucción anual del GEI HFC-23 resultado de la actividad del Proyecto y la incluida en la base de referencia,

EP - EB = (Q4 - Q´4) PCG4 = 11700 (Q4 - Q´4) EP muestra la emisión de CO2 debida a las dos fuentes que presenta el proyecto, oxidación del CHF3 y combustión del CH4, situación definida en la ecuación (3.9), identificándose Q1 y Q2 con Q4 y Q2 , y FE1,1 y FE2,1 con FE4,1 y FE 2,1 EP = Q 4 ⋅ FE 1,1 + Q 2 ⋅ FE 2,1 = 0,62857 ⋅ Q 4 + 2.75 ⋅ Q 2

EE representa las emisiones de GEI asociadas a la compra de electricidad y vapor de agua; no considerándose el transporte hasta el vertedero de los residuos sólidos producidos en el proceso, por representar una cantidad muy pequeña.

EE = Q5 ⋅ FE red + Q6 ⋅ FE cal = 0.77 ⋅ Q5 + 0.15 ⋅ Q6 donde Q5 y Q6 son los consumos anuales de electricidad y vapor de la planta adquiridos de los servicios públicos; obteniéndose el Factor de Emisión de la red (FEred) a partir de las estadísticas oficiales de Corea del Sur de las emisiones media de sus centrales térmicas y del Factor de Emisión (FEcal) a partir de la operación de una caldera estándar. (INEOS FLUOR, 2004, 63-64). La reducción de emisiones (RE) se expresan en toneladas métricas equivalentes de dióxido de carbono/año; los flujos de HFC 23 (Q4) y gas natural (Q2) en toneladas métricas/año. En ausencia de una limitación administrativa de emisiones, la base de referencia es la carencia de destrucción de HFC 23, lo que implica Q´4 igual a cero. Según el documento de diseño del proyecto la operación de la planta será de 8000 horas anuales, destruirá 120 toneladas métricas anuales de HFC 23, con un consumo anual de 100 toneladas métricas de gas natural, 73 MWh y 320 t de vapor, Q4= 120 t/a; Q´4 = 0 t/a; Q2 = 100 t/a; Q5 = 73 MWh/a;

Q6 = 320 t/a

resultando la siguiente reducción anual de emisiones de antropógenas de GEI,

RE = 11700 (Q4 - Q´4) - 0,62857 ⋅ Q 4 − 2.75 ⋅ Q 2 − 0.77 ⋅ Q5 − 0.15 ⋅ Q6 = = 1404000 − (75 + 279 + 56 + 48) = 1404000 − 458 = 1403542 tCO 2 e / a lo que significa que la reducción es a efectos prácticos, equivalente a la destrucción del HFC 23. La metodología de vigilancia está basada en la Opción 2 (CDM-EXECUTIVE BOARD, 2004 d), es decir en la medición directa de la cantidad destruida de HFC 23, del gas natural, la energía eléctrica, y del vapor consumido por el incinerador. Dado que las reducciones de las emisiones dependen principalmente de la cantidad de HFC 23 destruido, ésta se registra con dos medidores continuos de precisión que se calibran semanalmente. Otros factores importantes en el control de calidad del proceso de vigilancia son: 3.28

La verificación mensual de la pureza de una muestra de HFC 23 usando cromatografía de gases. La estimación de otros materiales presentes en los HFC, combinando las mediciones continuas con cálculos de balance de masa. La cantidad generada de HFC 23 procedente de la planta de HCFC 22 que puede verificarse anualmente con un Balance de Masa (comparando la cantidad de HCFC 22 vendido con la suma de HFC 23 recuperado para su venta y el HFC 23 destruido).

• • •

Además, para asegurar el cumplimiento con las regulaciones ambientales se miden cada seis meses las cantidades de los efluentes, tanto gaseosos (CO, HCl, HF, Cl2, dioxinas y NOx) como líquidos, incluyendo las propiedades relevantes de éstos últimos: Ph, DQO, DBO, n-H (extractos de hexano normal), SS (sólidos suspendidos), fenol, y metales (Cu, Zn, Mn y Cr).

3.8.3

Base de referencia en un sistema eléctrico

Las emisiones anuales de GEI asociadas a una red eléctrica (Ered) medidas en tCO2e/a, se pueden obtener a partir de los consumos anuales de combustibles de las centrales del sistema eléctrico mediante la siguiente expresión,

n E

red

=

com

∑ G j ⋅ FE j

(3.13)

j

siendo j un índice que representa los tipos de combustible utilizados por las centrales del sistema ncom el número de tipos de combustibles utilizados, Gj el consumo anual del combustible j, expresado por su equivalente energético en TJ/a; y FEj el factor de emisión del combustible j en tCO2e/TJ dado por defecto en la Tabla 3.2 Las ecuaciones (3,14) y (3,15) permiten calcular la energía eléctrica suministrada a la red anualmente (Qred) y el Factor de Emisión de la misma (FEred), donde n es el número de centrales, n

Q red = ∑ Q k

(3.14)

k

n

com

n

j

k

FE red = ∑ G ⋅ FE / ∑ Q k j j

(3.15)

El Factor de Emisión de una red eléctrica (FEred), puede entenderse como la base de referencia de una central eléctrica MDL acoplado a la misma., y representa la tasa media ponderada de emisión por unidad de electricidad suministrada en un año determinado (Qred). Sin embargo la inclusión de todas las centrales que alimentan a la red en la ecuación 3.15, da lugar a un Factor de Emisión poco realista por no tener en cuenta la gestión del repartidor de cargas de la red, lo que conduce a una infra-estimación del FEred, perjudicando a la 3.29

central MDL. Además la central MDL debe excluirse de las sumatorias (Condición de adicionalidad). La selección de una base de referencia realista para una central eléctrica MDL conectada a una red, que sustituya a la base representada por 3.15 implica escoger entre los métodos del margen de operación simple (mo) o Ajustado (mo´), del margen de construcción (mc ) o del margen combinado. (SATHAYE y otros, 2003). El método del margen de operación simple (NACIONES UNIDAS, 2004 g. Metodología consolidada ACM0002) supone que el efecto de una central eléctrica MDL es reducir la demanda de electricidad de las centrales existentes en la red, excluyendo las plantas de generación con bajos costes de operación como hidroeléctricas, geotérmicas, eólicas, solares, nucleares, de biomasa de bajo coste y otros tipos de centrales que trabajen en base, pues no se ven afectadas por la incorporación a la red de un proyecto MDL, salvo en el supuesto que estas plantas representen un elevado porcentaje de la generación, en cuyo caso habría que utilizar el método del margen de operación ajustado (ACM0002) como se expone más adelante. En el supuesto de centrales de carbón en la base, estas plantas deben ser incluidas en el grupo de centrales de bajo costo de operación, y por tanto excluidas del grupo de centrales utilizadas en el cálculo del factor de emisión del sistema eléctrico. Los métodos del margen de operación responden al criterio a) de los MP del MDL, en el que se utilizan las emisiones efectivas del momento o del pasado, al tratarse de un sistema de estructura estable. Las emisiones anuales en el margen de operación simple pueden calcularse mediante la ecuación 3.13, excluyendo las centrales con costes bajos de operación definidas anteriormente, según se indica en 3.16

n´ E

mo

=

com ∑ G j ⋅ FE j  j

(3.16)

siendo n´com el número de tipos de combustibles utilizados en las centrales incluidas en la expresión 3.16, j un índice que representa el tipo de combustible, Gj el consumo anual del combustible j, expresado en TJ/a y FEj el factor de emisión del combustible j en tCO2e/TJ dado en la Tabla 3.2 Además las centrales incluidas en 3.16, habrán generado Qmo referencia, que podrá calcularse por la siguiente ecuación, n´mo

Q mo = ∑ Q k

MWh/a, en el año de

(3.17)

k

donde n´mo es el número de centrales del sistema eléctrico, excluidas las de bajo coste de operación resultando finalmente como expresión del Factor de Emisión en el margen de operación simple,

3.30

Emo = = FE mo Q mo

n´ com ∑ G ⋅ FE j

j

j

(3.18)

n´ mo ∑ Qk k

En §4.2.2, se calcula el Factor de Emisión en el margen de operación para la Central Hidroeléctrica El Gallo (Metodología aprobada AM 0005), cuyo país anfitrión es México-, mediante la aplicación de la ecuación 3.18 al sistema eléctrico mexicano, resultando para 2002, FEmo = 0,764 tCO2/MWh En México la generación eléctrica de origen hidráulico, nuclear, eólico y geotérmico representó en 2002, el 22% del total de la generación, lo que justifica la aplicación del método del margen de operación simple. Si la participación en el sistema eléctrico de centrales de pequeño coste de operación es importante, debe utilizarse el método del margen de opera-ción ajustado (ACM0002) para tener en cuenta su efecto en el Factor de Emisión de la red, según indica la siguiente ecuación,

n´ com ∑ G ⋅ FE FE

mo´

= (1 − λ )

j

j

n´ mo ∑ Qk k

n´´ com ´ ∑ G j ⋅ FE´ j

j

+λ⋅

j

n´´ mo ∑ Q´k

(3.19)

k

donde λ es el cociente entre el número de horas anuales en que centrales de bajo coste de operación son marginales y las 8760 horas del año El primer sumando representa la participación en el Factor de Emisión de las centrales excluidas las de bajo coste de operación y el segundo de las centrales de bajo coste de operación; que en el caso de energías renovables o nucleares, los Factores de Emisión serán nulos. En el primer sumando n´com indica el número de tipos de combustibles utilizados en las centrales de bajo coste de operación y n´mo el correspondiente número de centrales, es decir se conserva la notación de la ecuación 3.16. En el segundo sumando n´´com indica el número de centrales de bajo coste de operación del sistema eléctrico y n´´mo el número de estas centrales. Mientras que G´j el representa el consumo anual del la energía de bajo coste o coste nulo j, y Q´k la generación anual de electricidad de la central k de bajo coste de operación. El método del margen de construcción supone que el efecto de una central MDL es la sustitución o el retraso de la construcción de una nueva central planificada. Por ello el Factor de Emisión en el margen de construcción (FEmc), deberá tener en cuenta los tipos de centrales más modernas incorporadas a la red.

3.31

El FEmc se calcula como la media ponderada de las emisiones por unidad de electricidad producida por las plantas de generación construidas más recientemente, incluidas las centrales de bajo coste de operación, representadas bien por las cinco plantas mas modernas, bien por el grupo de plantas más recientes que hayan generado el 20% de la demanda de electricidad, debiendo seleccionarse la opción con mayor generación eléctrica. El método del margen de construcción responde al criterio c) del párrafo 48 de las MP del MDL, siendo de aplicación a una red con estructura evolutiva. El Factor de Emisión del margen de construcción puede calcularse mediante la ecuación 3.15, aplicada a las cinco centrales más modernas (nmc = 5), o a las centrales más recientes que suministran el 20% de la demanda de electricidad, debiendo seleccionarse la opción com mayor tasa de emisión. En caso de carecer de datos fiables de las centrales más modernas citadas en el párrafo anterior, puede utilizarse un método alternativo para el cálculo del FEmc , consistente en suponer que la central eléctrica MDL sustituye a una central térmica virtual de gas natural y ciclo combinado. Aplicando a la situación actual las ecuaciones anteriores resulta,

E mc = G 2 ⋅ FE 2 Q2 = η ⋅ G 2 FE mc =

E mc 3.6 ⋅ FE 2 = Q2 1000 ⋅ η

donde G2 representa el consumo virtual anual de gas natural medido en TJ, Q2 la generación virtual anual eléctrica medida en MWh, η el rendimiento térmico, FE2 el factor de emisión del gas natural, 56,1 tCO2e/TJ (Tabla 3.2) y 3.6 /1000, el factor de conversión de MWh a TJ. Finalmente el alternativa es,

FE mc =

Factor de Emisión del margen de construcción, según esta metodología

0,202 η

(3.20)

Se define el Factor de Emisión combinado como la media ponderada de los Factores de Emisión en margen de operación y en el margen de construcción, según la ecuación FE = w1 F Emo + w2 FEmc w1 + w2 = 1

(3.21)

coeficientes que han de tener en cuenta las características del proyecto MDL y de la red. En el capítulo 4 de esta guía se estudia el proyecto MDL “Central Hidroeléctrica El Gallo” (México), donde se adopta como base de referencia la media aritmética entre los Factores de Emisión en los márgenes de operación y construcción, FE = 0,584 tCO2/MWh Este escenario ha sido aprobado por la Junta Ejecutiva.

3.32

Recuadro nº 3.6 Ejemplo de cálculo de la base de referencia en una red eléctrica – Ecuador (2003) La aplicación de la metodología ACM0002 en Ecuador en el año 2003, se basa en el método del margen combinado, lo que implica el cálculo de los Factores de Emisión en los márgenes de operación y construcción (ecuación 3.21). El F.E. en el margen de operación simple o ajustado puede calcularse según las expresiones 3.18 ó 3.19, dependiendo la elección del peso de las centrales de combustible de coste pequeño o nulo. A partir de los datos publicados (NEIRA, 2005) se obtienen los siguientes Factores: i)

Factor de Emisión en el margen de operación simple, sin importación de electricidad, FEmo = 0,768 tCO2e/MWh

ii)

Factor de Emisión en el margen de operación ajustado, sin importación de electricidad,

•

Nº de horas en que las centrales hidráulicas fueron marginales en 2002: 955, λ = 0,109 Nº de horas en que las centrales hidráulicas fueron marginales en 2003:248, λ = 0,0028

•

Valor promedio de λ = 0,0685 FE mo´ = (1- 0,0685) * 0,768 = 0,715 tCO2e/MWh iii) Factor de Emisión en el margen de construcción,

•

Centrales que representan el 20% de la generación anual de construcción más reciente, FEmc = 0,510 tCO2e/MWh

•

Las cinco centrales más recientes, con una generación del 12,5 % FEmc = 0,410 tCO2e/MWh

Se adopta la primera opción, por representar una mayor generación eléctrica anual. iv) Factor de Emisión en el margen combinado, empleando un FEmc de 0,510:

•

Utilizando el margen de operación simple, FE = 0,639 tCO2e/MWh

•

Utilizando el margen de operación ajustado, FE = 0,612 tCO2e/MWh

Se aconseja el caso del FE en el margen ajustado, por ser más realista dado que el Sistema de generación eléctrica es mayoritariamente de origen hidroeléctrico.

3.33

Recuadro nº 3.7 Posibilidad de que una línea de Transporte eléctrica sea considerado como proyecto MDL Hasta abril de 2005, no ha habido ningún proyecto de línea de Transporte eléctrico que haya sido registrado por la Junta Ejecutiva del MDL. Sin embargo, se considera que un proyecto de este tipo podría ser considerado como proyecto MDL, siempre que se cumpliesen determinadas consideraciones. Entre ellos pueden citarse las siguientes: a) Línea de Transporte dentro de un sistema eléctrico nacional. En un sistema eléctrico nacional que tuviera que suministrar electricidad en antena a una población pequeña (rural) aislada del núcleo principal del sistema, la línea de transporte de conexión, podría ser considerada como proyecto MDL, ya que las emisiones GEI con un grupo diesel moderno que abasteciese al poblado rural, generarían más emisiones que la media ponderada del sistema eléctrico nacional. Los ingresos obtenidos por la generación de RCEs podrían hacer viable económicamente la construcción de esta línea, con la consiguiente mejora en el servicio eléctrico a este poblado rural, aparte de otros factores socioeconómicos que mejorarían la calidad de vida de esta población. En definitiva contribuiría al desarrollo sostenible de la región. b) Línea eléctrica de Interconexión Internacional. En este caso, una línea de transporte que interconecte dos sistemas nacionales con “mixes” eléctricos distintos, podría considerarse como proyecto de MDL, siempre que cumpliese, entre otras consideraciones, algunas de las siguientes:

– Se conocen los costes variables de todas las unidades de generación de ambos sistemas.

– Alguno de ellos, al menos, utiliza mayoritariamente algún tipo de energías renovables, con el consiguiente grado de aleatoriedad que tiene este tipo de generación. La línea de Transporte podría solventar situaciones de escasez de oferta en este sistema. En el caso de que fuera importante las energías renovables en ambos sistemas, sus regímenes hidráulicas o eólicos, podrían ser complementarios (régimen nival frente a régimen pluvioso en el hidroeléctrico, por ejemplo), por lo que la línea de transporte supondría dar una gran flexibilidad a la explotación de ambos sistemas. La emisión global de GEI de los sistemas serían menores operadas de forma conjunta, que haciéndolo separadamente pues, lógicamente, se sacaría más eficiencia de las unidades de energías renovables.

– Los ingresos obtenidos por la generación de RCEs podrían hacer viable económicamente esta instalación. En definitiva, estas ideas deberían desarrollarse en una nueva metodología para un proyecto de este tipo y presentarse a la JE para su aprobación.

3.34

Capítulo 4: Aplicación Práctica del Formato de Diseño de un Proyecto MDL En este capítulo se reproduce, respetando la nomenclatura, el Formato del Documento de Diseño del Proyecto del mecanismo para un desarrollo limpio, en la nueva versión 02, vigente a partir de julio de 2004 (CDM – EXECUTIVE BOARD, 2004 b), incluido en esta Guía como Apéndice I. Se han integrado en cada inciso, las notas aclaratorias que aparecen en el documento de apoyo, denominado “Guidelines for completing CDM – PDD, CDM-NMB and CDM – NMM” (CDM – EXECUTIVE BOARD, 2004 a). Asimismo se hace una aplicación de las nuevas metodologías AM0005 de base de referencia y vigilancia aplicadas al Proyecto Hidroeléctrico “El Gallo”, (PCF(1), 2003 c) aprobadas por la Junta Ejecutiva del MDL. También analiza, cuando ello es suficientemente ilustrativo, (en recuadros), las nuevas metodologías rechazadas y aplicadas al proyecto hidroeléctrico, caso NM0008 (CDM – METH PANEL, 2003). Ahora bien, como las metodologías propuestas y aprobadas del Proyecto Hidroeléctrico “El Gallo” anteceden a la nueva versión del Formato, no se corresponden en todos sus puntos con las precisiones demandadas actualmente, por lo que es señalado en el texto cuando es pertinente. El Documento de Diseño del Proyecto está formado por las siete secciones siguientes designadas por letras: A. B. C. D. E. F. G.

Descripción general del proyecto. (§ 4.1) Aplicación de la metodología la base de referencia. (§ 4.2) Duración de la actividad de proyecto / período de acreditación. (§ 4.3) Aplicación de la metodología de vigilancia y plan de vigilancia (§ 4.4) Estimación de emisiones de GEI por fuentes (§ 4.5) Repercusiones ambientales. (§ 4.6) Observaciones de los interesados. (§ 4.7)

En el presente capítulo se han numerado las secciones de acuerdo con el índice general de la Guía, pero indicando entre paréntesis la designación del formato establecido por la JE; es decir, el apartado 4.1 de la Guía se corresponde con la sección A. del formato, el 4.2 con la sección B., y así sucesivamente. Además el documento del proyecto debe tener cuatro anexos sobre: • • • •

(1)

Nombre y dirección de los participantes en la actividad de proyecto Información sobre la financiación pública. Información sobre la base de referencia. Plan de vigilancia.

Prototype Carbon Fund (Fondo Prototipo de Carbono) – 2003

4.- 1 -

4.1 Descripción general de la actividad de proyecto (Sección A del DDP) 4.1.1

Título de la actividad de proyecto (A.1)

En el caso analizado en este capítulo se titula: Proyecto Hidroeléctrico El Gallo. 4.1.2

Descripción de la actividad de proyecto (A.2)

(Debe incluirse el objetivo de la actividad de proyecto) El objetivo del Proyecto Hidroeléctrico “El Gallo” es generar energía eléctrica renovable utilizando recursos hidroeléctricos y vendérsela a consumidores mexicanos asociados con los participantes por medio de contratos de compra de la energía, utilizando el sistema de transporte de la Comisión Federal de Electricidad para distribuirla. Esta actividad de proyecto reducirá las emisiones de GEI, sustituyendo la generación de energía térmica y evitando la emisión de CO2 de las plantas que utilicen combustibles fósiles que de otra manera venderían esta energía a la red eléctrica. Este proyecto consiste en la construcción de una planta hidroeléctrica de potencia de 30 MW a pie de una presa existente en el río Cutzamala, del Estado de Guerrero (México). La presa y el emplazamiento es propiedad del Gobierno Federal y la Comisión Nacional del Agua es la responsable de su administración. La presa fue construida entre 1979 y 1998 con los objetivos de (i) riego y (ii) generación de electricidad. Sin embargo, debido a la falta de fondos la producción de energía eléctrica nunca se implantó. El proyecto utilizará la configuración actual de salida del caudal de riego para generar electricidad. (Inclúyase en la descripción: Opinión de los participantes sobre la contribución de la actividad del Proyecto al desarrollo sostenible de la Parte de acogida(2)) El proyecto ayudará a estimular la formación de mercados y a acelerar la comercialización en México de tecnologías de generación a partir de fuentes renovables, que evacuen su producción a la red de distribución, y que sean propiedad y operadas por compañías privadas. Esto ayuda a crecer económicamente de manera sostenible reduciendo las emisiones de GEI, en tanto se responde a la mayor demanda de energía eléctrica y se diversifica su producción. El aumento en la experiencia del sector privado en el desarrollo, operación, y mantenimiento de la generación de energía hidroeléctrica es una opción importante para expandir y diversificar los recursos energéticos de México y, desde la perspectiva de la Comisión Federal de Electricidad, ésta incrementará su experiencia para aprovechar recursos pequeños y dispersos pero que ofrecen los beneficios de su potencial energético, el aumento de capacidad del sistema y la diversificación de las fuentes de energía.

(2)

Nota: La Autoridad Nacional Designada (AND) por la Parte de acogida, debe decidir si el Proyecto contribuye a su desarrollo sostenible, siendo la única Autoridad competente en esta materia (§3.2.7). También deberán indicarse los problemas y barreras a los que se enfrenta el proyecto (§3.2.3).

4.- 2 -

4.1.3

Participantes en el proyecto (A.3)

(Deben listarse las Partes y entidades públicas y/o privadas que participan en la actividad de proyecto (§2.2), indicando la dirección de contacto del proyecto en el Anexo 1 del Documento de Diseño de Proyecto) En el caso estudiado son: ¾ Proponente del proyecto: Impulsora Nacional de Electricidad (INELEC) S.A. de C.V. ¾ Inversionistas del proyecto: Corporación Mexicana de Hidroelectricidad, S.A. de C.V. ¾ Otros participantes del proyecto: Fondo Prototipo de Carbono del Banco Mundial (PCF).

El Fondo Prototipo de Carbono es el contacto principal en relación con este proyecto MDL.

4.1.4

Descripción técnica de la actividad de proyecto (A.4)

• Ubicación de la actividad de proyecto (A.4.1)

– – – –

Parte o Partes que acogen la actividad de proyecto (A.4.1.1): México Región/ Estado/ provincia, etc. (A.4.1.2): Estado de Guerrero. Ciudad/ pueblo/ comunidad, etc. (A.4.1.3): Pueblo de Cutzamala del Pinzón. Detalles sobre la localización física que incluya información que permita una identificación única de esta actividad de proyecto (una página como máximo) (A.4.1.4).

La presa El Gallo está localizada en el río Cutzamala, cerca del pueblo de Cutzamala del Pinzón. La ciudad más próxima es Toluca, capital del Estado de México que se encuentra a 140 km al noreste. • Categoría(s) a la(s) que pertenece la actividad de proyecto (A.4.2) (Debe utilizarse la lista de categorías de actividades de proyectos y de las actividades de proyectos del MDL registradas por categoría que se encuentra en la página Web sobre el MDL, indicar la(s) categoría(s) a la (s) que corresponde el proyecto. Si no encuentra una categoría adecuada o categorías adecuadas puede proponer un descriptor de la(s) categoría(s) nueva(s) que desee, así como su(s) definición(es), guiándose por la información que se ofrece en la página Web al respecto.) Dentro de las categorías sectoriales consideradas (ver recuadro nº 4.1), el proyecto se desarrolla en la primera. Los participantes del proyecto especificaron: Generación de energía renovable que alimenta a la red.

4.- 3 -

Recuadro nº 4.1 Categorías de actividades de proyectos MDL 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15.

Industrias energéticas (fuentes renovables / no renovables) Distribución de energía Demanda de energía Industrias de manufactura Industria química Construcción Transporte Minería / Producción minera Producción metalúrgica Emisiones fugitivas de combustibles (sólidos, petróleo y gas) Emisiones fugitivas de la producción y el consumo de halocarbonos y hexafluoruro de azufre Uso de disolventes Manejo y disposición de deshechos Forestación y reforestación Agricultura

Esta lista es susceptible de ampliarse de acuerdo al procedimiento establecido y a solicitud de entidades interesadas. Casi todas tienen metodologías de pequeña escala ya aprobadas. http://cdm.unfccc.int/DOE/scopelst.

• Tecnología que se prevé usar en el proyecto (A.4.3) (Esta sección debería incluir, si es el caso, una descripción sobre cómo se va a transferir a la Parte de acogida la tecnología ambientalmente adecuada y los conocimientos especializados a ser utilizados). Las turbinas hidráulicas tipo Francis y los generadores que se usarán en el proyecto “El Gallo” serán manufacturados por Astrom Power y VA Tech respectivamente, mediante un contrato de equipamiento/procura/construcción con los inversionistas del proyecto. Estas dos compañías han manufacturado equipo para instalaciones hidroeléctricas durante décadas y han mejorado su ingeniería y tecnología de diseño y fabricación de turbinas y generadores(3). (Debe indicarse el periodo de acreditación escogido y prever la estimación total de reducción de emisiones así como estimaciones anuales para el periodo de acreditación escogido) El proyecto hidroeléctrico “El Gallo” usará la presa existente, llamada también El Gallo, para generar electricidad utilizando el caudal de agua que se usa para riego. El fondo de la presa es rocoso con una capa impermeable de arcilla en el centro, pero carece de infraestructura para instalaciones hidroeléctricas. Se requiere obra civil para conectar la actividad de proyecto a la presa. Además, se deberá construir un túnel de 250 m cubierto de hormigón

(3)

Nota:

“No existen requisitos de operación en las tecnologías aplicadas al MDL, salvo que los rendimientos deben ser al menos iguales o superiores a los habituales en el País anfitrión. (§ 3.2.2)”

4.- 4 -

armado. Se instalará una tubería de acero cerca de la salida del túnel para alimentar la turbina. La presa El Gallo proporciona el almacenamiento interanual necesario para la regulación de los caudales del río y el posterior riego de los terrenos localizados aguas abajo. La presa de regulación tiene cierta capacidad para regular caudales variables de alimentación y descargas, incrementando la flexibilidad, tanto en su cantidad como en los intervalos de tiempo de los desagües para la generación eléctrica. Los caudales para riegos son prioritarios y no se modificarán de ninguna manera como resultado del desarrollo del proyecto. Las principales características del proyecto El Gallo se resumen en la Tabla 4.1 siguiente: Tabla 4.1 Principales características del proyecto El Gallo Potencia Instalada (MW) Carga de diseño (m) Caudal volumétrico de diseño (m3/s) Eficiencia (%) Longitud de la línea de transporte (km)

30 46.5 76.7 86.2 11.7

Fuente: DDP del Proyecto Hidroeléctrico El Gallo

Los 120 668 MWh de generación anual promedio, se distribuyen en los intervalos de pico, intermedio y base como se presenta en la Tabla 4.2 siguiente: Tabla 4.2 Perfil de la producción del proyecto El Gallo Horas Pico 20 514 MWh 17 %

Horas Intermedias 65 161 MWh 54 %

Horas Base 34 994 MWh 29%

Fuente: DDP del Proyecto Hidroeléctrico El Gallo

• Reducción de emisiones seleccionado. (A.4.4)

estimadas

durante

el

periodo

de

acreditación

(Debe hacerse una explicación breve sobre el modo en que se prevé reducir las emisiones antropógenas de GEI por fuentes mediante la actividad de proyecto MDL propuesto, indicando por qué razón esas reducciones de emisiones no se producirían si no se llevara a cabo la actividad de proyecto propuesta, teniendo en cuenta las circunstancias y las políticas sectoriales y/o nacionales). (Indicar también el periodo de acreditación escogido y hacer una estimación total de reducción de emisiones, así como las estimaciones anuales para el periodo de acreditación seleccionado). Aplicando la metodología descrita posteriormente en § 4.2 2, la integración de la planta hidroeléctrica El Gallo en el sistema eléctrico mexicano generará una reducción anual de más 70 484 tCO2e, y una reducción total de 1 480 157 tCO2e durante 21 años (ver Tabla 4.3). Esta reducción es el resultado del desplazamiento de la energía generada por plantas

4.- 5 -

que queman combustibles fósiles y, que en ausencia del proyecto, venderían esta electricidad a la red interconectada de la Comisión Federal de Electricidad de México (CFE).

Tabla 4.3 Reducciones de emisiones producidas por el proyecto El Gallo Período de acreditación 1 año 7 años 14 años 21 años

tCO2e 70 484 493 386 986 771 1 480 157

Fuente: DDP del Proyecto Hidroeléctrico El Gallo

En cada periodo de acreditación, la cantidad de reducciones certificadas generadas por el proyecto (RCE) variarán directamente con la generación neta medida anualmente a la salida de la hidroeléctrica El Gallo. Las estimaciones de la tabla 4.3 están basadas en un Factor de Emisión de la red de 0.584 tCO2e / MW una generación anual estimada de 120.668 MWh. El Factor de Emisión de la red está calculado a partir de la información oficial más reciente del sector eléctrico mexicano. • Financiación pública de la actividad del proyecto (A.4.5) (Cuando se cuente con fondos públicos de Partes incluidas en el Anexo 1, deben darse en el Anexo 2 del documento del proyecto, información sobre las fuentes de la financiación pública destinada a la actividad de proyecto, incluida la declaración de que esa financiación no entrañará la desviación de recursos de asistencia oficial para el desarrollo y será independiente y no contará a efecto de cumplir las obligaciones financieras de esas Partes.) En el caso estudiado, no se proporciona ningún financiamiento público para este proyecto.

4.2 Aplicación de la metodología de la base de referencia (Sección B del DDP) 4.2.1

Título y referencia de la metodología de base de referencia aplicada a la actividad de proyecto (B.1)

(Consultar la página Web dedicada al MDL para la lista de títulos, referencias, y características de las metodologías aprobadas. Si se propone una nueva metodología para la base de referencia, a partir del 1/07/2004, los participantes deben completar y presentar el formato CDM-NMB (CDM – EXECUTIVE BOARD, 2004 c) incluido en el Apéndice II de este Manual(4)). La metodología de la base de referencia aplicada a la Central Hidroeléctrica El Gallo es nueva. Dado que el proyecto es anterior al 1/07/2004, está descrita según el Anexo 3 del antiguo DDP-MDL. Fue aprobada por la Junta Ejecutiva y publicada en el formato oficial el 14 de abril de 2004 con el número AM0005, junto con la metodología para la etapa de vigilancia. (http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/approved.html).

(4)

Nota: Este nuevo formato ha sustituido al Anexo 3 del antiguo DDP (§ 3.2.1)

4.- 6 -

El título de la metodología de la base de referencia es “Baseline methodology (Barrier analisis, baseline scenario development and baseline emisión rate, using a combined margin) for small grid connected zero-emissions renewable electricity generation” [Metodología de base de referencia (Análisis de barreras, desarrollo del escenario de la base de referencia, tasa de emisión de la base de referencia y utilización de un margen combinado) para generación de electricidad por una fuente pequeña renovable de cero emisiones conectada a la red]. La metodología de la base de referencia está fundamentada en el criterio b (MP del MDL, párrafo 48), “Emisiones de una tecnología que represente una alternativa económicamente atractiva, teniendo en cuenta las barreras para la inversión”, y utiliza el método del margen combinado adecuado para proyectos de Centrales Hidroeléctricas conectadas a la red, que generan energía renovable con emisiones nulas. (§3.8.3). • Justificación de la selección de la metodología y explicación del motivo por el que se puede aplicar a la actividad de proyecto (B.1.1) (Debe justificarse la selección de la metodología, mostrando que la actividad de proyecto cumple con las condiciones de aplicabilidad bajo las cuales la metodología es aplicable). Esta metodología es aplicable a los proyectos de generación eléctrica con fuentes renovables y cero emisiones, como el proyecto hidroeléctrico El Gallo, cuando se cumplen las siguientes condiciones:

– Hay suficiente información disponible públicamente para documentar, de manera

–

–

–

– –

transparente y conservadora, la naturaleza de las barreras infranqueables a las que se enfrenta la actividad de proyecto y la razones por las cuales su registro como actividad de proyecto MDL puede ayudar a superarlas (y por lo tanto puede llevarse a cabo con éxito). Hay suficiente información pública disponible para documentar, de manera transparente y conservadora, que la actividad de proyecto se desarrollará en un sector y en un contexto de inversión que no permite calificar a este tipo de proyecto como un escenario habitual (BAU). El proyecto proporcionará electricidad a la red de distribución, desplazando electricidad que de otra manera la proporcionarían otras fuentes a través de la operación y expansión del sector eléctrico. Tanto los límites geográficos como los del sistema para la red eléctrica, pueden identificarse fácilmente y se cuenta con información disponible de las características de esta red. El proyecto se desarrolla en un sector eléctrico que no está dominado por fuentes de generación con costos de operación bajos, tales como hidroeléctrica, geotérmica, eólica, solar, nuclear o biomasa de bajo costo, y cuya mezcla actual de combustibles se espera persistirá durante el periodo de acreditación. Se incluyen las exportaciones de electricidad en los datos de generación eléctrica usados para calcular y vigilar las emisiones de la base de referencia para evitar las fugas potenciales. Se aplica sólo a instalaciones de poca capacidad, por ejemplo, menores o iguales a 60 MW, utilizando por defecto factores de ponderación 50:50 para los márgenes de operación y construcción para el cálculo del margen combinado.

4.- 7 -

4.2.2

Descripción del modo en que se aplica la metodología en el contexto de la actividad de proyecto (B.2)

(Deben explicarse los supuestos básicos de la metodología de base de referencia en el contexto de la actividad de proyecto, y mostrar que los pasos metodológicos clave se siguen en la determinación del escenario de base de referencia. Dar la información y los datos clave del escenario de base de referencia – variables, parámetros, fuentes de datos, etc – en forma tabular(5)) El escenario de la base de referencia es aquel en que la red genera electricidad operando las plantas interconectadas y ajustando el plan de desarrollo del sector para compensar la energía Q. generada por el proyecto, Como se ha indicado en §4.2.1 la metodología AM0005 utiliza el método del margen combinado para determinar la base de referencia, adoptando como Factor de Emisión de red (FE), la media ponderada de los Factores de Emisión en los márgenes de operación y de construcción, utilizándose por defecto, factores de ponderación iguales – w1 = w2 =0,5 (§3.8.3). El Factor de Emisión en el margen de operación (FEmo), definido como la media ponderada de las emisiones por unidad de electricidad producida por centrales de combustible fósil que alimentan a la red, se obtiene mediante la fórmula 3.18 del capítulo 3, basada en las expresiones 3.16 y 3.17, que permiten calcular las emisiones de GEI Emo y la generación eléctrica Qmo, utilizando los datos del anexo 5º del DDP del Proyecto Hidroeléctrico EL Gallo (Año 2002) Emo = 118 235 793 tCO2e/a Qmo = 154 968 GWh/a FE mo = Emo / Qmo = 0.764 tCO2e/ MWh El Factor de Emisión en el margen de construcción (FEmc), se computa suponiendo que la central eléctrica MDL sustituye a una moderna central térmica de gas natural y ciclo combinado, con un rendimiento del 50%. La utilización de la ecuación 3.20, da el siguiente resultado, FEmc = 0.404 tCO2e/ MWh El Factor de Emisión combinado (FE), como se ha indicado anteriormente, es la media aritmética de los factores en el margen de operación y de construcción, La Tabla 4.3 incluye los principales datos de las emisiones de GEI de la Central Hidroeléctrica mexicana El Gallo.

(5)

Nota: Dado que esta precisión se introdujo en 2004, lo que sigue del DDP del Proyecto Hidroeléctrico El Gallo no la responden en su totalidad, ni en la forma especificada. Sin embargo algunos supuestos básicos se explicaron en § 34.2.1.1

4.- 8 -

Tabla 4.4 Datos de emisiones del proyecto MDL Central Hidroeléctrica “El Gallo” Variable •

•

•

• •

Factor de Emisión margen operación (Ecuación 3.16) Factor de Emisión margen construcción (Ecuación 3.18) Factor de Emisión combinado (Ecuación 3.19) Energía generada en el Proyecto (§4.1.4.1.) Emisiones en la base

Valor

Unidad

FEmo

0.764

tCO2e/ MWh

FEmc

0.404

tCO2e/ MWh

FE = (FEmo + FEmc)/2

0.584

tCO2e/ MWh

Q

120 668

MWh/a

70 484

tCO2e/a

EB = Q * FE

Fuente: DDP del Proyecto Hidroeléctrico El Gallo

Considerando un periodo de acreditación de 7, 14 y 21 años de acuerdo con los condicionamientos del MDL, la reducción acumulada de emisiones, en tCO2e, será de 493291; 986582 y 1480157, respectivamente. (§ 4.5.4). Se deben utilizar las correcciones necesarias si no se demuestra que las exportaciones e importaciones de electricidad son despreciables, o no se tienen en cuenta para hacer una estimación conservadora. Si hay otros factores importantes deben realizarse las correcciones oportunas.

Recuadro nº 4.2 Ejemplo de propuesta de nueva metodología de la base de referencia no aprobada: Caso NM0008 EL caso NM0008 es una central hidroeléctrica de 35.4 MW de potencia que evitaría la generación de electricidad por medio de centrales termoeléctricas y sería compatible con el compromiso del País anfitrión de incrementar las fuentes energéticas limpias. Una diferencia importante con la central hidroeléctrica El Gallo es la construcción e inundación de la presa por lo que sí se tendrían emisiones indirectas. Metodología de base de referencia propuesta: El escenario propuesto como base de referencia consiste en las emisiones ex – ante de las plantas termoeléctricas actuales y de las futuras que se añadan a la red nacional durante el periodo de acreditación. Se considera como factor de emisión de la base de referencia el promedio ponderado de las emisiones anuales de las plantas termoeléctricas actuales y futuras de la red del País anfitrión, es decir, es decir las emisiones en el margen de operación.

4.- 9 -

La central NM0008 alimentaría a la red nacional, que se compone de una mezcla de instalaciones térmicas y no térmicas. La expansión de la red también se planifica en base a una mezcla de instalaciones térmicas y no térmicas en un Plan Nacional de Expansión publicado por el Gobierno. Esta información se alimentó a un simulador SDDP (Programación Estocástica Dual y Dinámica) para calcular las emisiones de la base de referencia (excluyendo el proyecto MDL). Para calcular la reducción de emisiones se utilizó el mismo simulador SDDP pero incluyendo tres proyectos hidroeléctricos entre los cuales se encontraba la central NM0008. La inclusión de la actividad de proyecto MDL cambiaría indudablemente la explotación de la red, dado que la generación hidroeléctrica añadida desplazaría a generación térmica. Este cambio en el “mix” de producción se consideró como el fundamento para la obtención de las Reducciones Certificadas de Emisiones (RCE), que pueden atribuirse indirectamente a la actividad de proyecto. Además se consideró que la estimación de emisiones futuras con tecnología más moderna sería menor. Por lo tanto, la reducción de emisiones será según la ecuación 3.11,

RE = Q ⋅ FE donde: RE = Reducción de emisiones (tCO2e/a) Q = Energía producida (MWh/a). FE = Factor de Emisión (tCO2e/MWh) Según los participantes en el proyecto, esta base de referencia se puede evaluar mensualmente. Objeciones La principal objeción del Panel de Metodologías, fue que la metodología propuesta no fundamentaba suficientemente el hecho de que la actividad de proyecto no constituía la base de referencia. La metodología supone que las reducciones serían adicionales si el Factor de Emisión sin la inclusión del proyecto MDL, resultaba mayor que el correspondiente Factor de Emisión calculado con el proyecto MDL incluido. Sin embargo, el Panel Metodológico consideró que la metodología debería hacer un mejor análisis de los posibles escenarios, permitiendo que la ejecución de un modelo económico alimentado con la información del Plan Nacional de Expansión comprobará si la actividad de proyecto propuesta estaba o no, en la base de referencia. Es decir, había que fundamentar mejor que la actividad de proyecto no era económicamente atractiva. El Panel de Metodológico también objetó el uso de una serie de preguntas, basadas en nueve factores clave, constituían una forma no satisfactoria de “análisis de barreras”, dado que su evaluación era, en general, muy subjetiva. (Ver recuadro nº 4.3) Otras objeciones fueron: • • •

Las notas y datos sobre el Plan Nacional de Expansión (PNE) no son claras y muestran la poca importancia del proyecto NM0008. El Factor de Emisión No es estable (promedio ponderado de las emisiones de las centrales termoeléctricas). Muy difícil su evaluación e implementación, y sobre todo su seguimiento con promedios mensuales. 4.- 10 -

4.2.3

Descripción de cómo las emisiones antropógenas de GEI por fuentes, se reducen por debajo de la que se produciría en la ausencia de la actividad de proyecto MDL registrado. (B.3)

(Explicación del cómo y por qué la actividad del proyecto es adicional y, por consiguiente, no es la base de referencia de acuerdo con la metodología seleccionada. Para su cálculo incluir: 1) una descripción del escenario de referencia determinado por la aplicación de la metodología, 2) una descripción del escenario del proyecto, y 3) un análisis que muestre por qué las emisiones en el escenario de base de referencia excederían probablemente las emisiones en el escenario del proyecto). La demostración de la adicionalidad en el proyecto MDL, se efectuó por medio de un análisis de barreras por etapas (PCF, 2003). Se establecieron las barreras existentes en el sector correspondiente que evitaban el desarrollo de la actividad de proyecto propuesta (Etapa 1a), y se buscó demostrar que su registro como una actividad de proyecto MDL ayudaba a superarlas y hacía posible su desarrollo (Etapa 1b). Además, para demostrar que las barreras eran reales y evitaban el desarrollo de este tipo de proyectos, se hizo un análisis de actividades similares planificadas o desarrolladas en el sector correspondiente (Etapa 2). Metodología que fue aceptada por la Junta Ejecutiva del MDL, y publicada junto con las correspondientes metodologías de base de referencia y de vigilancia en abril de 2004, con la referencia AM0005. (http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/approved.html).

Etapa 1. Análisis de las barreras que evitan el desarrollo del proyecto. Etapa 1a. (Identificación de las barreras relevantes para la actividad propuesta de proyecto). La barrera más importante que evita el desarrollo de proyectos similares a “El Gallo” fue identificada por los participantes como la dificultad para obtener financiamiento. Además, identificaron los siguientes factores que contribuyen a la mencionada dificultad (PCF, 2003): 1)

Acceso a la financiación. Debido a que la financiación en el País anfitrión está caracterizado por altas tasas de interés y periodos de pago relativamente cortos, los participantes buscaron financiación internacional. Sin embargo, los compradores de la energía de este tipo de proyectos son pequeñas empresas locales o municipalidades, por lo que es difícil demostrar, a nivel internacional, que es posible obtener las ganancias suficientes para pagar los créditos.

2)

Percepción de riesgo tecnológico. Debido a que la tecnología propuesta no está basada en el uso de combustibles fósiles, el riesgo tecnológico se percibe como alto. A pesar de que en el País anfitrión son normales los aprovechamientos hidroeléctricos de gran capacidad, las centrales pequeñas son relativamente escasas y, en general, financiadas internamente por las compañías distribuidoras de electricidad.

3)

Costos de transacción. Debido a la pequeña potencia instalada (30 MW), los participantes se encontraron con la barrera establecida por los altos costos de transacción para obtener financiamiento internacional. Esto es bastante común en los proyectos de pequeña escala basados en energías renovables. Todo lo anterior se demostró en el ejemplo que nos ocupa con información transparente, principalmente evidencia documental, tanto por los responsables del sector eléctrico en el País anfitrión, como por los participantes del proyecto.

4.- 11 -

Etapa 1b. (Explicación de que sólo la aceptación y el registro del proyecto propuesto como actividad del MDL, le permitiría a los participantes vencer las barreras identificadas y por lo tanto su desarrollo). Esta etapa ayuda a demostrar que las barreras identificadas en la etapa 1ª evitaban el desarrollo de la actividad de proyecto. Si los participantes en la actividad de proyecto pudieran superar las barreras identificadas sin registrarlo como actividad MDL, entonces estas barreras serían superables y no serían suficiente como prueba de adicionalidad. Los participantes en el proyecto de “El Gallo” identificaron dos razones por las cuales el registro de la actividad de proyecto como actividad MDL podría ayudar a superar las barreras identificadas (PCF, 2003): 1)

Beneficio institucional. La asociación de los participantes con instituciones que trabajan en el mercado de transacciones de reducción de emisiones, ayuda a ser calificados como sujetos de crédito confiables en el sector financiero y hace posible su financiación. Esto es debido a que las instituciones que trabajan en el mercado de transacciones de certificaciones efectúan cuidadosas evaluaciones, tanto financieras y técnicas como sociales y ambientales, para incluir los proyectos MDL en sus portafolios. Esto es percibido por las instituciones financieras internacionales como una aceptación implícita de la viabilidad del proyecto.

2)

Beneficio Financiero. El registro del proyecto “El Gallo” como un proyecto MDL proporcionará una ganancia por la venta de las reducciones certificadas de emisiones, lo cual mejorará su “cash flow”, y por lo tanto aumentarán sus posibilidades de financiamiento. Si bien esta ganancia es pequeña (aproximadamente un 3% de las ganancias estimadas por la venta de energía), no es despreciable si se considera que es un ingreso seguro durante el periodo de acreditación y que es el único ingreso en divisas fuertes.

Desde luego los participantes de otros proyectos pueden identificar otras razones por las que el registro de su proyecto como actividad MDL ayuda a superar las barreras identificadas. Estas pueden ser: 3)

Beneficio Técnico. Cuando se identifican barreras tecnológicas, los participantes pueden obtener un beneficio técnico al asociarse con instituciones que trabajan en el mercado de transacciones de certificados.

4)

Beneficio por aumento en la capacidad de participación en el mercado de certificados. Cuando se identifican barreras por la poca capacidad organizativa en el mercado de transacción de certificados, puede establecerse también el beneficio que obtienen los participantes al asociarse con instituciones que trabajan en el mercado de transacciones de reducción de emisiones.

Etapa 2. Análisis de otras actividades similares a las del proyecto. Para comprobar que las barreras identificadas impiden realmente a la iniciativa privada el desarrollo de proyectos similares a “El Gallo”, fue necesario que los participantes investigaran el estado actual de los proyectos de centrales minihidráulicas en el País anfitrión. A pesar que desde la reforma de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica en 1992, se han concedido más de doscientas licencias para la producción independiente de energía eléctrica, sólo quince de ellas son de proyectos similares a “El Gallo”. Además, sólo 41 MW de los 175 permitidos están en operación. Los participantes demostraron que los siete proyectos de mini–centrales hidroeléctricas actualmente en operación, se desarrollaron 4.- 12 -

en condiciones especiales que les permitieron superar las barreras. Estas condiciones fueron (PCF, 2003 b): 1)

2) 3)

4)

Los siete proyectos en operación requirieron menos capital que el proyecto “El Gallo”. De hecho, estos siete proyectos juntos requirieron menos inversión que la que necesita “El Gallo” para su ejecución. Algunos proyectos fueron desarrollados por grandes firmas industriales, con suficientes reservas de capital como para superar la dificultad de la financiación externa. Cinco de los proyectos fueron realizados para que la energía generada fuera consumida internamente, evitando así las negociaciones para la venta de energía. Esto facilitó la financiación externa porque superó la reticencia de los inversionistas internacionales a financiar proyectos cuyas ganancias dependan de la venta de energía a pequeños comercios y municipalidades, que no son calificados fácilmente como sujetos confiables de crédito. Uno de los proyectos en operación, de 8 MW de capacidad, fue financiado completamente por el mismo participante del proyecto “El Gallo”, situación que no es posible repetir para el caso de este último proyecto porque se requiere una inversión mucho mayor.

Recuadro nº 4.3 Ejemplo de falta de demostración de adicionalidad: Caso NM0008 Los participantes del proyecto supusieron que si el Factor de Emisión de la base de referencia, considerando los proyectos del Plan Nacional de Expansión del sistema eléctrico del País anfitrión, es mayor en ausencia del proyecto NM0008 que el cuando se incluye el proyecto MDL, la reducción de emisiones sería adicional. Consideró que esta suposición era conservadora puesto que en el Plan de Expansión del País anfitrión se consideran varios proyectos de energía renovable. Además, los participantes argumentaron que el País anfitrión tendría que acceder a las posibles ganancias del MDL para financiar su Plan Nacional de Expansión de generación eléctrica, considerando las cuantiosas inversiones necesarias para las nuevas centrales hidroeléctricas. Basó su argumento en la dificultad de obtener financiación de Bancos de Desarrollo internacionales, después de la crisis financiera asiática de 1997. Ello obligó a los participantes a buscar financiación en el los mercados financieros internos, en donde el capital es escaso y caro. El Panel de Metodológico del MDL consideró que la metodología propuesta no demostraba que la actividad de proyecto no era el escenario de la base de referencia, es decir, no determinaba su adicionalidad. La Junta Ejecutiva requiere de las metodologías propuestas, que demuestren explícitamente que la actividad de proyecto no es la base de referencia, y consideró que en la manera en que está diseñada la metodología NM0008 no se demuestra si la actividad de proyecto es, por si misma, parte de la base de referencia. Por lo tanto, recomendó mejorar la metodología para ser usada correctamente mediante la ejecución de un modelo económico, en el que se incluya la actividad de proyecto propuesta junto con los proyectos de expansión, y pruebe si la actividad de proyecto forma parte de la base de referencia o no (CDM – METH Panel, 2003). Por otra parte, los participantes desarrollaron cinco preguntas (que llamaron factores clave) para asegurar que la determinación de la base de referencia es conservadora. En esta 4.- 13 -

propuesta, que se presenta a continuación, si alguna de las preguntas que se mencionan tiene respuesta afirmativa, la base de referencia en evaluación debe descartarse; o cuando la base de referencia es igual a la actividad de proyecto propuesta (pregunta 5) la reducción de emisiones es cero. Las preguntas propuestas fueron: 1)

2)

3)

4) 5)

¿Las disposiciones legales obligatorias (y que son implementadas) u otro tipo de requerimientos (como por ejemplo la seguridad) impedirían que el escenario de la base de referencia se realizara alguna vez? (Verificar los factores clave, reglamentos locales y legislación). ¿Los obstáculos locales impedirían que la base de referencia se realizara alguna vez? (Verificar los factores clave disponibilidad de combustible, tecnología local, capacidades y conocimiento). ¿Sería el escenario de la base de referencia no realista desde la perspectiva financiera?, en otras palabras: ¿nunca se tendría disponible el capital apropiado para hacer posible la ejecución del escenario de la base de referencia? Esto es relevante en el caso de que la actividad de proyecto represente la opción de menor costo. (Verificar los factores clave disponibilidad de capital y económico). ¿El apoyo local insuficiente impediría se realizara alguna vez el escenario de la base de referencia? (Verificar los factores clave efectos sociales y apoyo local). ¿Podrían otros factores inevitables implicar que el escenario de la base de referencia fuese igual a la actividad de proyecto propuesta? Este podría ser el caso si la actividad de proyecto por sí misma, sin considerar las ganancias por las RCE, es ya extremadamente viable, de manera que el proyecto, y por lo tanto la base de referencia, pueden considerarse como negocios inevitables. (Verifique el factor clave económico).

Los factores clave propuestos fueron, por tanto, los siguientes: • • • • • • • • •

1.2.3.4.5.6.7.8.9.-

Desarrollo legislativo Proyectos de reforma sectorial Desarrollo económico, factores demográficos y de consumo de energía Precios y disponibilidad Capital disponible (barreras de inversión) Relación de diferentes proyectos alternativos Tecnología disponible localmente y sus posibles cambios futuros Efectos sociales y soporte local Plan Nacional de Expansión para el sector eléctrico

El Panel de Metodologías del MDL comentó que esta serie de preguntas, esbozaban el análisis de las barreras, pero con un formato insatisfactorio. Además, puntualizó que este análisis basado en factores clave, es muy subjetivo y debía incluir un mayor detalle para poder cuantificar de los mencionados factores. Por lo tanto, indicó que se debían modificar las preguntas para permitir respuestas más objetivas (CDM – METH PANEL, 2003).

4.- 14 -

4.2.4

Descripción de cómo la definición del ámbito del proyecto está relacionada con la metodología utilizada para la base de referencia. (B.4)

Los proyectos de pequeñas centrales eléctricas que se conectan a la red mexicana pueden establecerse en casi cualquier parte del país. Por lo tanto, el ámbito geográfico para los cálculos de la base de referencia son las fronteras nacionales. Las importaciones actuales constituyen una aportación muy pequeña al sistema: sólo contribuyeron con el 0.16% de la generación total del sistema en 2001 (y se mantuvieron por debajo del 0.7 % en toda la década de finales del siglo 20). Por lo tanto los participantes del proyecto hidroeléctrico El Gallo aplicaron el método más conservador, que es el de suponer en el cálculo del Factor de Emisión de la red eléctrica mexicana que las importaciones son una fuente que no emite CO2. 4.2.5

Detalles del establecimiento de la base de referencia. (B.5)

(Debe de adjuntarse una información detallada de la base de referencia en el Anexo 3. Además debe proporcionarse una dirección de contacto, indicando si la persona / entidad es uno de los participantes en el proyecto que se enumeran en el Anexo 1.) En el DDP del proyecto hidroeléctrico El Gallo se indica: Fecha de finalización del texto de la base de referencia: 7 de Octubre de 2003 Nombre de la persona/entidad que ha calculado la base de referencia: Sivan Kartha, [email protected]/ Prototype Carbon Fund, World Bank, 1818 H Street. Washington DC 20433 (contact: Sra. Odil Tunali –Payton, [email protected]).

4.3 Duración de la actividad de proyecto/período de acreditación (Sección C del DDP) 4.3.1

Duración de la actividad de proyecto (C.1)

• Fecha de comienzo de la actividad de proyecto (C.1.1) (La fecha de inicio de una actividad de proyecto MDL es la fecha en la cual arranca la implementación, o el funcionamiento real de la actividad de proyecto. Para las actividades de proyecto que se iniciaron entre el 1º de enero de 2000 y la fecha de registro del primer proyecto del mecanismo de desarrollo limpio, pueden presentarse a registro antes del 31 de diciembre de 2005, debiendo proveer documentación que demuestre que la fecha de inicio ocurrió dentro de ese período.) Fecha de comienzo de la actividad de proyecto: 01/05/2005 • Período de vida útil estimada de la actividad de proyecto (C.1.2) (En años y meses)

– Periodo de vida útil del proyecto Hidroeléctrico El Gallo: 25 años.

4.- 15 -

4.3.2

Selección del período de acreditación e información complementaria (C.2)

(Debe señalarse, en primer lugar, la opción elegida periodo renovable (C.2.1) ó periodo fijo (C.2.2), proporcionando la información correspondiente.) (Obsérvese que el período de acreditación sólo podrá comenzar después de la fecha de registro de la actividad propuesta como proyecto MDL. En casos excepcionales, la fecha de comienzo del período de acreditación puede ser anterior a la fecha de registro del proyecto tal como se dispone en los párrafos 12 y 13 de la decisión 17/CP.7, y en cualquier orientación dada al respecto por la Junta Ejecutiva, disponible en la página Web sobre el MDL de la Secretaría de la Convención(6)) • Período de acreditación renovable (C.2.1) (Como máximo siete (7) años por período). La información correspondiente a la Central Hidroeléctrica El Gallo es:

– Fecha de comienzo del primer período de acreditación (C.2.1.1): 1 de mayo de 2005 – Duración del primer período de acreditación (C.2.1.2): 7 años (En años y meses) • Período de acreditación fijo (C.2.2). No aplica La información correspondiente a la Central Hidroeléctrica El Gallo es: (Como máximo diez (10) años).

– Fecha de comienzo (C.2.2.1): No aplica – Duración (C.2.2.2): No aplica (En años y meses)

4.4 Aplicación de la metodología y el plan de vigilancia. (Sección D del DDP) (En caso de que los participantes en el proyecto quieran proponer una nueva metodología de vigilancia, deben completar el formato “Proposed New Methodologies: Monitoring (CDM – NMM), incluido como Anexo IV en esta Guía. Esta sección cuarta proveerá una descripción detallada del plan de vigilancia, incluyendo la identificación de los datos y su calidad con respecto a exactitud, posibilidad de hacer comparaciones, exhaustividad y validez, teniendo en cuenta cualquier criterio contenido en la metodología. El plan de vigilancia debe inscribirse en el Anexo 4. El plan de vigilancia necesita dar información detallada en relación a la obtención y el registro de todos los datos necesarios para: • • • (6)

estimar o medir las emisiones que ocurren dentro del ámbito del proyecto identificar posibles incrementos de emisiones fuera del ámbito del proyecto. determinar la base de referencia para comprobación de la exactitud del modelo. Nota: La implantación de un proyecto MDL sólo puede realizarse después de su registro después de su registro por la JE, con excepción de los proyectos cuya construcción se inició después del 1/01/2000 y su registro se haya solicitado antes del 31/12/2005.

4.- 16 -

Debe tenerse en cuenta que los datos registrados y requeridos para la verificación y certificación de la reducción de emisiones deben ser guardados por dos años después del final del periodo de acreditación, o de la última emisión de RCE para esta actividad de proyecto, independientemente de lo que ocurra posteriormente).

4.4.1

Nombre y referencia de la metodología de vigilancia aprobada, aplicada a la actividad de proyecto (D.1)

(Conviene acceder a la página Web del CDM para obtener el nombre y referencia, así como otros detalles, de las metodologías aprobadas. Si se propone una nueva metodología de vigilancia, a partir de julio de 2004 los participantes deben completar y presentar el documento CDM – NMM (CDM – EXECUTIVE BOARD, 2004 d) cuyo formato se incluye en el Anexo IV de esta Guía, que ha sustituido al Anexo 4 del antiguo DDP – MDL). La metodología de vigilancia que fue aplicada a la Central Hidroeléctrica El Gallo era nueva, y está descrita en el Anexo 4 (antiguo) del DDP, habiendo sido aprobada por la Junta Ejecutiva y publicada en el formato oficial el 14 de abril de 2004 con el número AM0005, junto con la metodología para la base de referencia. (http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/approved.html). El título de las metodologías es “Small grid connected zero-emissions renewable electricity generation”/“Generación de electricidad por una fuente pequeña renovable de cero emisiones conectada a la red”. (PCF, 2003) 4.4.2

Justificación de la elección de la metodología y razón por la que es aplicable al proyecto (D.2)

La metodología de vigilancia utilizada en el proyecto hidroeléctrico “El Gallo”, es aplicable a las actividades de proyectos de generación de electricidad renovable que alimentan una red de distribución en las siguientes condiciones: (§ 3.2.4) ¾ La red eléctrica a la que el proyecto se conecta es identificable. ¾ En la red no son mayoritarias las fuentes de generación eléctrica de bajo coste de

operación, tales como la hidroeléctrica, la geotérmica, la solar, la eólica, la nuclear y la generación a partir de biomasa de bajo costo. ¾ Durante el periodo de acreditación persistirá la proporción actual de los combustibles utilizados. ¾ Durante la vigilancia, el Factor de Emisión ex – post (posterior) al periodo de construcción, además de su estimación ex – ante (anterior), puede ser usado para el cálculo de la reducción de emisiones, sólo si la electricidad generada por la actividad del proyecto MDL es pequeña comparada con la generada por las otras centrales que proporcionan electricidad a la red. Esta metodología involucra la vigilancia de los siguientes parámetros: ¾ La electricidad generada en la actividad de proyecto propuesta. ¾ La determinación anual del Factor de Emisión en el margen de operación de la red en el

periodo de operación– (Ecuación 3.16. del capítulo 3). ¾ La determinación anual del Factor de Emisión en el margen de construcción de la red (Ecuación 3.18. del capítulo 3). ¾ La determinación anual del Factor de Emisión combinado de la red combinado – (Ecuación 3.19. del capítulo 3). 4.- 17 -

¾ La corrección, si se necesita, del Factor de Emisión de la red por importaciones y/o

exportaciones de electricidad. (Deben rellenarse los apartados D.2.1 o D.2.2 a continuación, de acuerdo con la metodología de vigilancia aprobada que se ha seleccionado) • Opción 1: Vigilancia de las emisiones en el escenario del proyecto y en el escenario de la base de referencia (D.2.1) (Descripción de los datos a recoger y cómo se archivarán. Los datos se guardarán en archivo durante 2 años después del final del periodo de acreditación. Debe ampliarse la tabla según sea necesario)

– Recogida de datos para la vigilancia de emisiones en el escenario del proyecto y forma de archivo (D.2.1.1) No se aplica, en este caso, pues el proyecto hidroeléctrico El Gallo no produce GEI.

– Descripción de las fórmulas usadas para estimar las emisiones del proyecto (D.2.1.2) No se aplica tampoco por la misma razón anterior.

– Datos necesarios para determinar en la base de referencia de emisiones antropógenas por fuentes de GEI dentro del ámbito del proyecto, y cómo se recogen y archivan (D.2.1.3) Los datos se presentan en la Tabla 4.4, equivalente a la tabla D.2.1 del formato estándar, para el proyecto hidroeléctrico El Gallo.

4.- 18 -

Tabla 4.5 (D.2.1) Datos necesarios para determinar la base de referencia de las emisiones antropógenas de GEI por fuentes en el ámbito del proyecto, cómo se muestrean y archivan

Descripción

Unidad

EB

Emisiones de la base de referencia

tCO2 e/ a

c

anual

100%

Electrónico

Periodo acreditación + 2 años

Calcular Q* FEred

Q

Electricidad dada a la red

m

Medición horaria y archivo mensual

100%

Electrónico

Periodo acreditación + 2 años

Verificación por recibos de venta

FEred

Factor de emisión de la red.

Electrónico

Periodo acreditación + 2 años

Calculado como Factor de Emisión combinado Ecuación 3.17 (§ 3.8.3)

4

FEmo

Factor de emisión de la red en el margen de operación.

Periodo acreditación + 2 años

Calcular Emo / Qmo Ecuación 3.16 (§ 3.8.3)

5

Emo

Emisiones en el periodo operación

Qmo

Electricidad suministrada por la red, excluyendo centrales con bajo costo de combustible

Número de identificación Variable

1

2

3

6

MWh/a

tCO2 e/ MWh

tCO2 e/ MWh

c

Frecuencia obtención

Proporción datos vigilados

¿Cómo se archivarán Tiempo de datos resguardo del (electrónico/ archivo. papel)

Medido (m) Calculado (c) Estimado (e)

Anual

100%

Electrónico

c

Anual

100%

c

Anual

100%

Electrónico

Periodo acreditación + 2 años

Suma emisiones en la red Ecuación 3.14 (§ 3.8.3)

c

Anual

100%

Electrónico

Periodo acreditación + 2 años

Ecuación 3.15 (§ 3.8.3)

tCO2 e/ a

MWh/a

Comentario

4.19

7

8

Gj

Consumo de combustible fósil j en la red.

Ej

Emisiones del combustible fósil j

TJ/a

tCO2 e/ a

m/c

m

Anual

Anual

100%

100%

Identificación de plantas incluidas en el periodo de construcción

10 (k´)

Electrónico

Electrónico

Electrónico

Periodo acreditación + 2 años Periodo acreditación + 2 años

Obtenida últimas estadísticas locales. Si no están disponibles, se usarán las estadísticas de la AIE Obtenida de las últimas estadísticas locales

Periodo acreditación + 2 años

Número de plantas más recientes (nmc)

Qk´

Generación de electricidad de la Central k

MWh /a

m

Anual

100%

Electrónico

Periodo acreditación + 2 años

Últimas estadísticas locales

12

Qmc

Generación electricidad de plantas más modernas

MWh/a

c

Anual

100%

Electrónico

Periodo acreditación + 2 años

Ecuación 3.12 (n según p.29)

13

Ek´

Emisiones Central k´

tCO2 e/ a

m

Anual

100%

Electrónico

Periodo acreditación + 2 años

Obtenida de las últimas estadísticas locales

14

Emc

Emisiones en el margen de construcción

tCO2 e/ a

c

Anual

100%

Electrónico

Periodo acreditación + 2 años

Suma emisiones en la red. Ecuación 3.14

15

wmo; wmc

Factores ponderación

Anual

100%

Electrónico

Periodo acreditación + 2 años

Factores de Ponderación por Defecto: 0,5

11 (k)´

---

e

4.20

16

Q+ e

Electricidad importada MWh/a de la red

m

Anual

100%

Electrónico

Período acreditación + 2 años

Obtenida de últimas estadísticas locales

17

Q -e

Electricidad exportada de la red

MWh

m

Anual

100%

Electrónico

Período acreditación + 2 años

Obtenida de últimas estadísticas locales

18

FE+e

Factor de emisión de la electricidad importada

tCO2 e/ MWh

c

Anual

100%

Electrónico

Período acreditación + 2 años

19

FE-e

Factor de emisión de la electricidad exportada

tCO2 e/ MWh

c

Anual

100%

Electrónico

Período acreditación + 2 años

FE´

Factor de red modificado tCO2 e/ por las importaciones/ MWh exportaciones de electricidad

c

Anual

100%

electrónico

Período acreditación + 2 años

20

21

Evidencias documentadas

Una vez renovar período de acreditación

22

Evidencias documentadas

Una vez renovar período de acreditación

Fuente: Prototype Carbon Fund – 2003

Ecuación 4.1

100%

Evidencias documentadas Período de barreras que acreditación + 2 obstaculizan la actividad del años proyecto

100%

Evidencias documentadas Período de barreras que acreditación + 2 obstaculizan la actividad del años proyecto

4.21

– Descripción de las fórmulas utilizadas para estimar las emisiones de la base de referencia, para cada GEI y fuente. (D.2.1.4) (Unidad de emisión, tCO2e/a). (Las fórmulas deben ser consistentes con las fórmulas incluidas en la descripción de la metodología de base de referencia)(7) Emisiones anuales de la base de referencia, EB = Q * FE siendo Q la generación eléctrica de Central hidroeléctrica MDL correspondiente al año de referencia y FE el Factor de Emisión combinado de la red (Ecuación 3.19), FE = wmo * EFmo + wmc * EFmc utilizándose 0,5, como factores de ponderación por defecto. El Factor de Emisión en el margen de operación (FEmo), es FEmo = Emo / Qmo donde las emisiones totales (Emo) pueden calcularse a partir del consumo anual de combustibles fósiles, (Ecuación 3.16),

E mo =

n com ∑ G j ⋅ FE j j

siendo ncom el número combustibles fósiles diferentes utilizados por las centrales que alimentan a la red y Gj el consumo anual del combustible fósil j. En el caso de Méjico ncom = 4 (fuel, diesel, gas natural y carbón). La producción eléctrica anual correspondiente a las centrales en el margen de operación, (Ecuación 3.15) n mo Q mo = ∑ Q k k

Siendo nmo el número de centrales de combustibles fósil que alimentan a la red y Qk la producción eléctrica de la central k. El Factor de Emisión en el margen de construcción (FEmc), se ha calculado utilizando el método alternativo expuesto en § 3.8.3, debido a la escasez de datos fiables sobre las nuevas plantas, ecuación 3.18, incluida a continuación,

FE mc =

(7)

0,202 η

Nota: La notación y fórmulas se corresponden con § 3.8.3

4.22

Los participantes en el proyecto MDL EL Gallo han seleccionado un rendimiento térmico de la central virtual alternativa de gas natural y ciclo combinado del 50 %. • Opción 2: Vigilancia directa de la reducción de emisiones desde la actividad de proyecto. (D.2.2) No se aplica al proyecto hidroeléctrico El Gallo • Tratamiento de las fugas en el plan de vigilancia (D.2.3)

– Si es aplicable, deben darse la información y datos necesarios para vigilar las fugas resultado de la actividad de proyecto. (D.2.3.1) 9 Los participantes del proyecto El Gallo suponen que las fugas son cero pues la presa está ya construida y las emisiones debidas a la construcción de las instalaciones adicionales para generar electricidad, serán menores que en el supuesto de plantas térmicas. 9 Otra fuente potencial de fugas serían las exportaciones e importaciones de electricidad. Sin embargo, tanto la exportación como importación de electricidad, están ya consideradas en la metodología de la base de referencia, pues considera la generación total del país en una red interconectada

– Descripción de las fórmulas utilizadas para estimar las fugas (D.2.3.2) Como se indica en el párrafo anterior, la actividad del Proyecto El Gallo no produce fugas. Sin embargo en el caso de tener que considerar las importaciones/exportaciones de electricidad, es necesario modificar el Factor de Emisión combinado (FE), de acuerdo con la siguiente expresión:

FE ′ = FE +

Q + e ⋅ FE + Q mo

−

Q − e ⋅ FE −

(4.1)

Q mo

donde FE´ es el factor combinado modificado, Q+e y Q–e son las importaciones/ exportaciones anuales de electricidad, FE+ y FE- los Factores de Emisión correspondientes.

• Descripción de las fórmulas utilizadas para estimar las reducciones de emisión debidas a la actividad de proyecto, para cada GEI y fuente (D.2.4). (Unidades de emisión tCO2e/a.) (Las fórmulas deben ser consistentes con las fórmulas incluidas en la descripción de la metodología de base de referencia) Dado que el Factor de Emisión ya se ha corregido por fugas, se tiene en el caso del proyecto El Gallo, RE = EB

(4.2)

4.23

4.4.3

Procedimientos de Control de calidad y Garantía de calidad que se aplicarán a los datos de la vigilancia. (D.3)

En los procedimientos de Control de calidad y de Garantía de calidad aplicados a los datos de la Tabla 4.4 de este capítulo (D.2.1), hay que tener en cuenta que todas las variables, excepto una relacionada con el transporte exterior de la actividad de proyecto, son mediadas directamente o son datos oficiales públicamente disponibles. Para asegurar la calidad de los datos, en particular los que son medidos, deben verificarse comparándolos con los datos comerciales. Las acciones planificadas de control y garantía de calidad se muestran en la Tabla 4.5 de la sección 4.5.

4.4.4

Describir la estructura funcional y de gestión que el operador del proyecto implementará para la vigilancia de las reducciones de emisión y de cualquier fuga, generadas por la actividad de proyecto (D.4)

Dado que se trata de un requerimiento introducido en julio del 2004, el DDP del proyecto Hidroeléctrico El Gallo no incluye la estructura operacional y de gestión para la vigilancia de la reducción de emisiones.

4.4.5

Nombre de la persona/entidad que determina la metodología de vigilancia (D.5)

(Debe proporcionarse información para contactar, e indicar si la persona/entidad es un participante en el proyecto listada en el Anexo 1 del DDP). En el proyecto de “El Gallo” son:

• Sivan Kartha, [email protected], Tellus Institute/SEI-Boston, 11 Arlington St., Boston, MA 02116. Tel. 1-617-266-54-00. • Prototype Carbon Fund, World Bank, 1818 H Street, Washington DC 20433 (contact: Sra. Odil Tunali– Payton, [email protected]).

4.5 Estimación de las emisiones de GEI por fuentes (Sección E del DDP) (Debe rellenarse la sección E siguiendo las metodologías de base de referencia y de vigilancia escogidas) 4.5.1

Estimación de las emisiones de GEI por fuentes de la actividad del proyecto (E.1)

(Deben darse estimaciones de las emisiones antropógenas de GEI de la actividad de proyecto, dentro de su ámbito y para cada gas, fuente, fórmulas/algoritmos, etc., en unidades de emisión de tCO2e. Alternativamente, dar las reducciones de emisiones debidas a la actividad de proyecto estimadas directamente) El proyecto analizado es un proyecto hidroeléctrico; por tanto, no produce las emisiones directas de GEI.

4.24

4.5.2

Fugas estimadas (E.2)

(Deben darse las estimaciones de cualquier fuga, definida como: el cambio neto de emisiones antropógenas por fuentes de GEI que ocurren fuera del ámbito del proyecto, y que son mensurables y atribuibles a la actividad de proyecto. Las estimaciones deben darse para cada gas, fuente, fórmulas/algoritmos, en unidades de emisión de tCO2 e) En el proyecto El Gallo, sólo se producen emisiones de GEI durante la construcción de sus instalaciones. No hay emisiones provenientes del uso de combustibles (extracción, procesamiento, y transporte), ni se causarán emisiones adicionales por la inundación de los terrenos en donde está situada la presa y la digestión anaeróbica de la biomasa original, dado que el proyecto está basado en unas conducciones de riego ya existentes y en operación. Por lo tanto, asume que las emisiones indirectas asociadas al proyecto El Gallo son menores que las asociadas con la fuentes de generación en la base de referencia. Esas fuentes utilizan predominantemente combustibles fósiles y generan emisiones tanto en su construcción como por el empleo de combustibles. Los proponentes del proyecto no calcularán ni solicitarán ningún crédito por la reducción de las emisiones indirectas.

4.5.3

La suma de E.1 y E.2 representa las emisiones totales de la actividad de proyecto (E.3)

La suma de las emisiones es cero en el proyecto MDL objeto de análisis.

4.5.4

Emisiones antropógenas estimadas de GEI por fuentes de la base de referencia (E.4)

(Las estimaciones deben darse para cada gas, fuente, fórmulas/algoritmos, en unidades de emisión de tCO2 e). En el Proyecto Hidroeléctrico de El Gallo las emisiones estimadas en la base de referencia son las siguientes: ¾ El Factor de Emisión del margen de operación es 0.764 tCO2e /MWh (debe actualizarse

anualmente de acuerdo al plan de vigilancia) ¾ El Factor de Emisión del margen de construcción es de 0.404 tCO2e/MWh (se debe

actualizar anualmente de acuerdo al plan de vigilancia) ¾ El Factor de Emisión del margen combinado (media aritmética de los factores de los

márgenes de operación y de construcción) es 0.584 tCO2e/MWh (se debe actualizar anualmente de acuerdo al plan de vigilancia). ¾ La generación de electricidad estimada: 120 668 MWh anuales (se debe actualizar

anualmente de acuerdo al plan de vigilancia). ¾ La reducción anual estimada se calcula multiplicando la electricidad anual despachada a

la red por la tasa de emisión de la base de referencia en ese mismo período: 120668 * 0.584 = 70.484 tCO2e/a (se debe actualizar anualmente de acuerdo al plan de vigilancia). 4.25

¾ Si se considera un periodo de acreditación (de acuerdo con las opciones del Reglamento

del MDL) de 7 años, renovable a los 14 y 21 años, la reducción acumulada sería de: 493 291; 986 582; y 1 480 157 de tCO2e, respectivamente. 4.5.5

La Diferencia entre los valores estimados de E.4 y E.3, representa las reducciones de emisión de la actividad del proyecto (E.5)

Como no hay en este proyecto emisiones ni fugas, las reducciones son iguales a las calculadas en la sección anterior

4.5.6

Tabla de los valores obtenidos cuando se aplican las fórmulas anteriores (E.6)

(El cálculo “ex post” de las tasas de emisión de la base de referencia se puede usar solo si se tiene una justificación apropiada. No obstante, las tasas de emisión de la base de referencia deben ser también calculadas “ex ante” e incluidas en el DDP – MDL)

Recuadro nº 4.4 Métodos de cálculo de las emisiones de gases de efecto invernadero a)

Cálculo de emisiones de GEI de un proyecto MDL específico

Los datos necesarios para estimar las emisiones de CO2 en un proyecto específico requeridos por la metodología del IPCC son los siguientes: • • • • •

Consumo aparente de combustibles por tipo. Coeficiente promedio de emisión de carbono de los combustibles y carbono total potencialmente emitido por el uso de combustibles. Cantidad de carbono secuestrada en productos por períodos de tiempo largos. Cantidad de carbón no oxidada durante la combustión. Otras actividades de producción que resulten en emisiones y emisiones de CO2 derivadas de estas actividades.

Para estimar la emisión de CO2 se necesita considerar también que la cantidad de carbono por unidad de energía varia considerablemente dependiendo del tipo de combustible. Las estimaciones de emisiones de CO2 para diferentes fuentes, se hacen solo de una manera comparativa, si se utilizan factores de emisión provenientes de otras fuentes. b) Calculo de emisiones de CO2 energético. Los datos necesarios para estimar las emisiones de CO2, según requerimientos de la metodología son: • • • •

Consumo Aparente de Energía de cada uno de los tipos de combustible. Coeficiente promedio de emisión de carbono (Factor Emisión) de cada combustible y carbono total potencialmente emitido por el uso del combustible. Cantidad de carbono secuestrada en productos no energéticos por períodos de tiempo largos. Cantidad de carbono oxidada (Fracción de Carbono Oxidado) durante la combustión. 4.26

El cálculo de las emisiones de carbono energético se obtiene con un balance de masa en donde: CONSUMO ACUMULADO = ENTRADA - SALIDA El consumo aparente de carbono se realiza de acuerdo al balance energético: ENTRADA = PRODUCCION + IMPORTACION SALIDA = EXPORTACION + ALMACENAJE CONSUMO = PRODUC. + IMPORT. - EXPORT. – ALMACENAJE Como no todos los combustibles producidos se usan en procesos de combustión, habrá cantidades que no se transforman en energía, porque se usan como lubricantes, disolventes, etc. Por lo tanto, el carbono contenido en estos productos deberá calcularse y restarse de los valores globales estimados para poder obtener la cantidad neta de carbono que se transforma en CO2. Una vez obtenidas las emisiones netas de carbono, se debe de tomar en cuenta que la oxidación del carbono a CO2 ocurre de acuerdo con la siguiente reacción química: C + O2 CO2 Debido a la relación de masas moleculares, por cada 12 gramos de carbono se producen 44 gramos de CO2. c)

Emisiones de gases derivadas de la combustión estacionaria.

En esta sección se calcularon las emisiones de CO2 proveniente del consumo de energía en las fuentes estacionarias. Las emisiones de estos dependen del combustible, del tipo de tecnología usada y de los controles anticontaminantes usados. Las emisiones además, varían dependiendo del tamaño y de la antigüedad de la tecnología de combustión, el mantenimiento y la operación (sector industrial, residencial, comercial y público). d) Emisiones de gases derivadas de la combustión móvil (transporte) En esta sección se consideran las emisiones de gases efecto invernadero derivadas de las fuentes móviles (transporte), los GEI que pueden emitir estas fuentes son, el CO2, el metano, y el óxido nitroso; además pueden emitir también monóxido de carbono, óxidos de nitrógeno (NOx), y compuestos orgánicos volátiles. La estimación de emisiones derivadas de las fuentes móviles requiere tomar en consideración varios parámetros, tales como: • • • • • • •

Clase de transporte Consumo de combustible Características de operación Controles de emisión Nivel de mantenimiento Antigüedad del parque movil Otros (temperatura, altura sobre nivel del mar etc.)

4.27

La ausencia de muchos de estos datos y la gran variedad de condiciones que afectan el comportamiento de cada una de las categorías hace muy difícil generalizar las características de emisión en esta área. El método básico para el cálculo de estas emisiones está dado por: EMISIONES = SUMA (FEabc x ACTIVIDADabc), donde: FE: FACTOR DE EMISION que dependen de: •

•

ACTIVIDAD: cantidad de energía consumida a: modo de transporte b: tipo de combustible c: tipo de vehículo

e)

Emisiones derivadas de la producción, almacenaje y distribución de energía.

• •

La generación de electricidad y las actividades industriales que consumen combustibles son similares en tanto que generan condiciones de combustión que derivan en la formación de NOx. Estas dependen del contenido de nitrógeno del combustible pero, mas importantemente, de la tecnología usada en la combustión. El exceso de aire y las altas temperaturas contribuyen a las altas emisiones de NOx. La estimación de estas emisiones se hizo de acuerdo a la metodología propuesta, en donde se recomienda el uso de la siguiente formula general: EMISIONES GEI = SUMA (EF abc x ACTIVIDAD abc), en donde: FE: FACTOR DE EMISION (tCO2e/TJ) que depende de: • • • •

ACTIVIDAD: consumo de energía (TJ) a: tipo de combustible b: sector industrial c: tipo de tecnología

4.6 Evaluación del impacto ambiental (Sección F del DDP) 4.6.1

Documentación sobre el análisis de las repercusiones ambientales, incluidas las transfronterizas. (F.1)

(Debe adjuntarse la documentación al DDP – MDL.) Los participantes entregaron un Informe de Evaluación del Impacto Ambiental (IEIA) en el que se identifican los siguientes posibles efectos: ¾ Calidad y cantidad del agua.

El proyecto no involucra ni la construcción de una nueva presa ni el incremento de la capacidad de la presa existente. Las obras civiles necesarias para el proyecto, incluyendo la construcción del túnel, implican escasas modificaciones a los receptáculos de regulación (una elevación mínima con estructuras removibles) con impactos negativos despreciables. 4.28

En términos de calidad, no existen análisis de los ríos involucrados. Sin embargo, se puede anticipar que el agua no mostrará un deterioro relevante debido a que no se tienen actividades industriales o agrícolas río arriba. No se espera tampoco un cambio importante en la calidad del agua como consecuencia del plan de construcción. Se desarrollará un plan de vigilancia de la calidad del agua como parte del plan de prevención y mitigación. En términos de cantidad, los participantes han convenido con la Comisión Nacional del Agua que el patrón actual de irrigación no será afectado por la actividad de proyecto y se ha firmado un convenio para maximizar el uso del agua de la presa. Sin embargo, la alimentación de agua necesaria para el proyecto y el uso posterior de la descarga de la planta hidroeléctrica afectará tanto los flujos de agua como los niveles. Los niveles de los receptáculos de regulación se elevarán 0.5 metros para compensar estos impactos, manteniendo los ciclos de irrigación actuales. Tomando en consideración que la planta generará energía para las horas pico, con un máximo de 10 horas al día durante 4 meses al año, el flujo necesita restringirse a un mínimo durante este periodo. Aunque la legislación mexicana no requiere de la definición de un flujo mínimo ecológico, para evitar o minimizar los impactos en los ecosistemas acuáticos, se requirió a los participantes, el establecimiento y cumplimiento de un flujo ecológico. El proponente estableció un flujo mínimo de 4 m3/s y está en espera de la autorización de la Comisión Nacional del Agua en este aspecto. ¾ Impactos en la Biodiversidad.

El impacto a la biodiversidad será mínimo debido al estado avanzado de su deterioro. No existen especies vegetales bajo protección de la legislación ambiental y el proyecto sólo afectará vegetación secundaria y un número mínimo de árboles. Con respecto a la biodiversidad de las especies acuáticas, el cumplimiento del flujo mínimo ecológico garantizará que las especies vegetales ribereñas no serán afectadas. Tampoco se espera ningún impacto en las pesquerías debido a que no abundan las especies nativas y los flujos del río serán más adecuados para el mantenimiento de las especies actuales. ¾ Impactos de la Construcción

La construcción no involucra impactos potenciales negativos en los ecosistemas que rodean a la presa. Se establecerá un Manual de Construcción Ambiental para administrar propiamente la disposición de los materiales de la excavación, los cruces del río y los drenajes así como minimizar el impacto por la generación de polvo, el ruido y el incremento de tráfico vehicular. Además, se garantizará la seguridad del los peatones y un programa de información a la comunidad. ¾ Impacto en la Herencia Cultural

Ni la caseta de control de la planta ni las redes de transmisión afectan sitios de valor histórico u arqueológico. El proyecto tampoco generará impactos visuales que pudieran afectar el valor escénico o turístico de la zona. Para evitar o minimizar estos impactos mínimos el proponente desarrolló un Plan de Administración Ambiental (PAA) que seguirá durante las fases de construcción y operación. Las partes principales de este plan son: „

El flujo mínimo ecológico: Como ya se discutió anteriormente ésta es la medida ecológica más importante y por lo tanto su vigilancia la efectuará una compañía externa especializada en la vigilancia ambiental. 4.29

„

„

„

Plan de reforestación: Se establecerá un programa para la identificación, el inventario y el rescate de las especies de interés ecológico. Además, el sitio se reforestará con especies nativas, aunque el área a reforestar es mínima. Administración ambiental durante la construcción: Como ya se mencionó anteriormente, las medidas de mitigación ambientales y sociales durante la construcción se incluirán en un Manual de Construcción Ambiental que se incluirá en los documentos de referencia y contratos correspondientes. Capacidad de implantación: El PAA será implantado por los participantes a través de sus proveedores y su cumplimiento será auditado por una compañía especializada externa.

4.6.2

Si los participantes en el proyecto o la Parte anfitrión consideran que las repercusiones ambientales son significativas, deben darse las conclusiones y todas las referencias documentales de una evaluación de impacto ambiental que haya sido realizada de conformidad con los procedimientos fijados por la Parte anfitrión. (F.2)

(Para evitar o minimizar estos impactos mínimos los participantes desarrollaron el Plan de Administración Ambiental (PAA) cuyas partes principales se indican en el último párrafo de § 4.6.1).

4.7 Alegaciones o comentarios de los interesados (Sección G del DDP) 4.7.1

Breve descripción del proceso de invitación o recopilación de las alegaciones o comentarios de los interesados locales. (G.1.)

(Debe describirse el proceso por el cual se invitaron y compilaron las alegaciones de los interesados locales. Una invitación en este sentido debe hacerse en forma abierta y transparente, de manera que se facilite el recibir alegaciones de los interesados locales y conceder un tiempo razonable para que se presenten las mismas. A este respecto, los participantes en el proyecto deben describir la actividad de proyecto de manera tal que permita a los interesados locales comprender la actividad de proyecto, teniendo en cuenta las disposiciones de confidencialidad de las modalidades y procedimientos del MDL) Hubo consultas con los agricultores del distrito de irrigación que emplean el agua almacenada en la presa. También hubo consultas con los propietarios de tierras afectados a través de la ruta de la línea de transporte eléctrico. Los participantes del proyecto no pudieron identificar organizaciones no gubernamentales relevantes durante la campaña de comunicación. 4.7.2

Resumen de las alegaciones o comentarios recibidos. (G.2)

(Deben identificarse los interesados que han hecho alegaciones y hacer un resumen de esos comentarios)

4.7.3

Informe sobre la forma en que se han tenido en cuenta las alegaciones o comentarios recibidos. (G.3)

(Explicar cómo se han tenido en cuenta las alegaciones recibidas) Se llevo a cabo un proceso de negociación con los dueños de las tierras afectados a través de la ruta de la línea de transporte y se firmaron acuerdos con ellos. El proceso fue supervisado por las autoridades, agrarias. Finalmente, los acuerdos fueron notificados a un notario y se pagó la cantidad correspondiente a los derechos de paso a los propietarios de la tierra. 4.30

Recuadro nº 4.5 Resumen de las Principales Características del Proyecto Hidroeléctrico “El Gallo”

A. Descripción general

- Generación de energía eléctrica renovable con recursos hidroeléctricos que se venderá a consumidores mexicanos asociados con los participantes por medio de contratos de compra de la energía, utilizando el sistema de transporte de la Comisión Federal de Electricidad para distribuirla. - Reducirá las emisiones de GEI sustituyendo la generación de energía térmica. - Consiste en la construcción de una planta hidroeléctrica de 30 MW a pie de una presa existente en el río Cutzamala, del Estado de Guerrero (México). La presa y el emplazamiento es propiedad del Gobierno Federal y la Comisión Nacional del Agua es la responsable de su administración. La presa fue construida entre 1979 y 1998 con los objetivos de (i) riego y (ii) generación de electricidad. Sin embargo, debido a la falta de fondos la producción de energía eléctrica nunca se implantó. El proyecto utilizará la configuración actual de salida del caudal de riego para generar electricidad. Potencia Generación anual media Reducción anual de emisiones Reducción total de emisiones

B. Aplicación metodología base de referencia

1 2 3

Datos generales 30 MW 120.660 MWh 70.484 tCO2e 1.480.157 tCO2e en 21 años (por desplazamiento de energía térmica de origen fósil)

Fundamento: “Emisiones de una tecnología que represente una alternativa atractiva económicamente, teniendo en cuenta las barreras para la inversión”1 Metodología: “AM0005 (Análisis de barreras, desarrollo del escenario y tasa de emisión de la base de referencia y utilización de un margen combinado) para generación de electricidad por una fuente pequeña renovable con emisión cero y conectada a la red”. Factor de emisión de la red en el margen de operación (FEmo )2 – Ver § 4.2.2 0.764 tCO2e/MWh Factor de emisión de la red en el periodo de construcción (Femc)3 – Ver § 4.2.2 0.404 tCO2e/MWh Factor de emisión combinado (FE= (FEmo+ Femc/2) 0.584 tCO2e/MWh Energía generada en el proyecto (Q) 120668 MWh/año Emisiones de la base (EB= Q x FE) 70484 tCO2e/año

Decisión 17/CP7. Párrafo 48. C) FEmo : media ponderada de las emisiones por unidad de electricidad generada por todas las fuentas del sistema excluyendo aquellas plantas con costes variables bajos FEmc : media ponderada de las emisiones por unidad de electricidad generada por las plantas construidas más recientemente (5 plantas más modernas o como máximo las plantas más recientes que suministren el 20% de la demanda)

4.31

C. Duración actividad/ Periodo acreditación

D. Aplicación metodología y plan de vigilancia

E. Estimación emisiones GEI por las fuentes

F. Repercusiones ambientales G. Observaciones de los interesados

Demostración de adicionalidad

Por análisis de barreras por etapas: - Principal barrera: dificultad para obtener financiación. - Demostración de que su registro como MDL permite vencer las barreras - Análisis de actividades similares a las del proyecto

Fecha de comienzo del proyecto Vida útil Período de acreditación

1/05/2005 25 años Renovable. Comienzo del primer periodo: 1 mayo 2005. Duración: 7 años

Metodología

Opción elegida

AM0005: Generación de electricidad por una fuente pequeña renovable de emisión cero conectada a la red. Electricidad generada, Factor de emisión anual de la red en el periodo de operación, de construcción y combinado y corrección para las importaciones/exportaciones de electricidad 1. Vigilancia de las emisiones en el escenario del proyecto y en el de la base de referencia

A- Emisiones del proyecto

No hay emisiones directas

B- Fugas

Sólo durante la construcción. No se requiere fórmula para estimarlas

C- Emisiones totales (A+B)

Cero

D- Reducciones anuales

RE = electricidad anual despachada a la red en un periodo X tasa de emisión de la base de referencia en ese periodo – C = 120.668 MWh X 0,584 tCO2e/MWh – 0= 70.484 tCO2e/año. Esto equivale a una reducción total en el periodo de acreditación (21 años) de 1.480.157 tCO2e

Parámetros a vigilar

Informe de Evaluación de impacto ambiental

Análisis de los principales impactos sobre la cantidad y calidad del agua, la biodiversidad, herencia cultural, etc. Plan de Administración Ambiental a aplicar en las fases de construcción y operación

Consultas a los agricultores que utilizan el agua de la presa y propietarios de tierras afectados por la línea eléctrica. No se identificaron ONGs relevantes.

4.32

4.8 Formularios de los anexos al Documento del Proyecto • Nombre y dirección de los participantes en la actividad de Proyecto (Se sugiere que se copie y pegue el cuadro las veces que sea necesario) Organización: Calle/ apartado de correos : Edificio: Ciudad: Región/ estado/ provincia: Código postal: País: Teléfono: Fax: Correo electrónico: URL (página Web):

Representada por: Título: Fórmula de tratamiento: Apellido: Nombre: Departamento: Teléfono móvil/ celular: Fax directo: Teléfono directo: Correo electrónico personal:

• Información sobre Financiación Pública (Debe darse información sobre las fuentes de financiación pública de las Partes incluidas en el Anexo 1, que aporten una demostración de que esa financiación no da lugar a una desviación de la ayuda oficial para el desarrollo, y es aparte y no se contabiliza en las obligaciones financieras de esas Partes).

• Información sobre la Base de Referencia (Debe darse una tabla que contenga los elementos clave utilizados para determinar la base de referencia de la actividad de proyecto tales como variables, parámetros y fuentes de datos. Para las metodologías aprobadas puede encontrarse una tabla esquemática en la página Web UNFCCC – CDM).

• Plan de Vigilancia (El plan de vigilancia debe reflejar buenas prácticas de seguimiento apropiadas al tipo de actividad de proyecto. El plan debe seguir las instrucciones y los pasos definidos en la metodología aprobada de vigilancia. Los participantes implementarán el plan de vigilancia registrado y proveerán datos de acuerdo con el plan, por medio de su informe de vigilancia). 4.33

Capítulo 5. Proyectos MDL de Pequeña Escala Los proyectos de pequeña escala pueden ser un motor de impulso para el desarrollo rural, contribuyendo a la erradicación o mitigación de la pobreza en el ámbito geográfico de su ubicación. Por ello, y con el fin de minimizar posibles barreras y disminuir sus costos de transacción unitarios, los Acuerdos de Marrakech (Decisión 17/CP.7 – 2001), establecieron las bases para el desarrollo de modalidades y procedimientos simplificados aplicables a los denominados proyectos de pequeña escala. La Junta Ejecutiva del MDL, de acuerdo con el apartado 18 de la Decisión 17/CP.7, estableció un Panel o Grupo de expertos dedicado a desarrollar estos procedimientos simplificados. El Panel de proyectos de pequeña escala emitió su informe con las recomendaciones pertinentes en enero de 2002, y la Junta Ejecutiva del MDL aprobó en su 3ª reunión ese mismo año las Modalidades y Procedimientos simplificados para las actividades de Proyectos en Pequeña Escala del MDL – MP simplificados (NACIONES UNIDAS, 2002b). Esta aprobación fue ratificada por la octava Conferencia de las Partes celebrada en Nueva Delhi en noviembre 2002(1), complementándola con aclaraciones sobre las definiciones de actividades admisibles para este tipo de proyectos. En la 7ª reunión de la Junta Ejecutiva (enero 2003) se aprobaron los documentos presentados por el grupo de expertos relativos al documento de diseño de proyecto para este tipo de actividades de proyecto(2), los criterios de simplificación de las metodologías de base de referencia y de vigilancia(3), y otros documentos relativos a la agrupación de actividades de proyecto en las distintas etapas del ciclo de aprobación(4). En la 12ª reunión de la Junta Ejecutiva, celebrada en noviembre de 2003, se aprobó una primera modificación del Apéndice B que se ha ido modificando sucesivamente. Actualmente está vigente la versión 05, de fecha 25 de febrero 2005(5) que incorpora las modificaciones aprobadas en la reunión 18ª de la Junta Ejecutiva. En resumen, los trabajos realizados hasta la fecha para este tipo de proyectos se centran principalmente en la definición y clasificación de los proyectos de pequeña escala, y en el desarrollo de las Modalidades y Procedimientos (MP) simplificados para su implantación como proyectos MDL.

(1)

(2) (3)

(4)

(5)

Decisión 21/CP8 (Anexo II de la decisión 21/CP8 documento FCCC/CP8/2002/7Add.3 “Modalidades y procedimientos simplificados para las actividades de proyectos en pequeña escala del mecanismo para un desarrollo de Limpio”). Apéndice A del Anexo II de la Decisión 21/CP.8: Documento de diseño de proyecto simplificado. Apéndice B del Anexo II de la Decisión 21/CP.8: Simplificación de las metodologías para la línea base y el plan de vigilancia. Apéndice C del Anexo II de la Decisión 21/CP.8: Agrupación de actividades de proyectos en las distintas etapas de ciclo en los MDL de pequeña escala (http://cdm.unfccc.int/Reference/Documents) Apéndice B de las Modalidades y Procedimientos simplificados – Naciones Unidas, 2005, versión 5

5.1

5.1

Definición y clasificación de proyectos

Un primer paso en la agilización del proceso es la identificación y selección de los proyectos que pueden acogerse al procedimiento simplificado. Para ello, en las Modalidades y Procedimientos de este tipo de instalaciones se han tipificado una serie de proyectos que permiten, en un primer chequeo, comprobar el tipo de tecnologías que pueden acogerse a un MDL de pequeña escala(6). Se han tipificado tres tipos de proyectos: de energías renovables, de mejora en la eficiencia energética y proyectos que reducen las emisiones antropogénicas de gases de efecto invernadero; todos ellos están sujetos a unos límites máximos y a unas definiciones que se exponen a continuación. Estos tres tipos se engloban dentro de cada uno de los siguientes epígrafes: „

Tipo I:

Actividades de Proyectos de energías renovables con una capacidad máxima de producción equivalente de 15 MW (o equivalente apropiado)

„

Tipo II:

Actividades de Proyectos de mejora de la eficiencia energética que reduzcan el consumo de energía, por el lado de la oferta y/o de la demanda, con un máximo equivalente de 15 GWh/año

„

Tipo III: Actividades de Otros Proyectos que reduzcan las emisiones antropogénicas por las fuentes y emitan directamente menos de 15 kt de CO2equivalente por año

El encaje de los proyectos dentro de cada tipo tiene en algunos casos dificultades, ya que puede darse el caso, por ejemplo, de proyectos que pueden estar en más de un tipo. Por ello, la Junta Ejecutiva ha incluido una serie de actividades clasificadas que permiten encajar los proyectos en diversas categorías. Asimismo, la Junta Ejecutiva entiende que todas estas clasificaciones son mutuamente excluyentes, por lo que un proyecto sólo puede acogerse a una categoría aunque pudiera cumplir con más de una definición. Cuando se trate de una actividad de proyecto con más de un componente en el que se apliquen las Modalidades y Procedimientos simplificados del MDL, cada componente deberá cumplir por separado el criterio aplicable. En el caso de que se plantee un proyecto que no encaje en ninguna de las categorías establecidas, los participantes del proyecto deben proponer una nueva categoría a la Junta Ejecutiva antes de presentar el Documento de Diseño de Proyecto (DDP). La propuesta debe incluir una descripción de cómo se aplicaría a esa nueva categoría la metodología simplificada de cálculo de la línea base y de vigilancia. Si la Junta Ejecutiva aprueba la nueva categoría, ésta se incluirá en las clasificaciones y en las modalidades y procedimientos simplificados, con lo que las listas se irán ampliando y perfeccionando con el tiempo. A continuación se presentan en detalle las definiciones y clasificaciones correspondientes a cada uno de los tipos de proyectos indicados.

(6)

Además de los proyectos descritos anteriormente y de proyectos que puedan proponer los promotores y que configuren categorías adicionales, se decidió por parte de la Conferencia de las Partes aceptar los proyectos de sumideros de carbono de pequeña escala. Para este tipo de proyectos se han elaborando modalidades y procedimientos específicos y que han sido aprobadas durante la celebración de la COP 10, en Buenos Aires (Argentina) en diciembre de 2004.

5.2

„

Tipo I:

Actividades de Proyectos de energías renovables con una capacidad máxima de producción equivalente de 15 MW (o equivalente apropiado)

Se incluyen en este tipo los proyectos de energías renovables que producen electricidad, energía mecánica y /o térmica al usuario directamente, así como también tecnologías energéticas conectadas a una red de distribución eléctrica. En este contexto, se entiende por producción máxima la capacidad instalada o calculada que haya indicado el fabricante del equipo, sin tener en consideración el factor de disponibilidad efectivo de las instalaciones. Igualmente la definición de equivalente apropiado de 15 megavatios tiene en cuenta que la potencia de los proyectos pueden referirse a megavatios de pico, eléctricos ó térmicos (MWp, MWe o MWt)(7). Dado que la denominación más común es la de megavatio eléctrico, se decidió medir la potencia de este tipo de proyectos en megavatios eléctricos, MWe, y aplicar el factor de conversión correspondiente para los otros tipos de energía. Dentro del Tipo I se clasifican las actividades de proyectos en diversas categorías tal y como se presentan en la Tabla 5.1 adjunta. Además se incluyen en la tabla ejemplos de proyectos con sus tecnologías. Tabla 5.1 – Tipo I: Actividades de Proyectos de energías renovables de Pequeña Escala (< 15 MWe) – Categorías y Ejemplos de proyectos Categorías de las actividades de proyectos I.A. Generación eléctrica para el consumidor /hogar (residencial) I.B. Energía mecánica para el consumidor/ empresa

I.C. Energía térmica para el consumidor final

I.D. Generación de electricidad con fuentes renovables para suministro de una red de distribución

Ejemplos y Tecnologías utilizadas Energía solar, hidroeléctrica, eólica y otras energías renovables que producen electricidad para uso residencial. Como ejemplos pueden citarse las placas solares para edificios, bombas de agua solares o cargadores de baterías eólicas Unidades de generación de energía renovable para el suministro de energía mecánica a usuarios o empresas que necesitan una pequeña cantidad de energía: bombas de energía solar o térmica, molinos de agua y viento, etc. Suministro de energía térmica sustituyendo fuentes de combustibles fósiles o de biomasa no renovable. Pueden utilizarse calentadores de agua solares, cocinas solares y sistemas de cogeneración por biomasa para electricidad y calor. (no debe de exceder los 45 MWt). Instalaciones de energía renovable que suministran electricidad a una red de distribución abastecida al menos por una central de combustible fósil, o biomasa no renovable. El límite de elegibilidad de 15MW aplica solamente a la componente renovable. Para sistemas de cogeneración basadas en biomasa no debe exceder los 45 MWt.

Fuente: Apéndice B del Anexo II de la Decisión 21/CP.8

(7)

Siendo (p) pico, (e) eléctrico, (t) térmicos.

5.3

„

Tipo II:

Actividades de Proyectos de mejora de eficiencia energética, que reduzcan el consumo de energía por el lado de la oferta y/o de la demanda, hasta un máximo de 15 GWh/año equivalentes

Se entiende por eficiencia energética la mejora del servicio obtenido por unidad de potencia, es decir, actividades de proyectos que aumentan las unidades de producción (como son la tracción, el trabajo, la electricidad, el calor, la luz, etc.) por megawatio consumido en relación con la base de referencia. La reducción de consumo energético debida a una disminución del nivel de actividad no se tendrá en cuenta. Tanto por el lado de la demanda como por el de la oferta, se considerarán proyectos de pequeña escala siempre que den como resultado una reducción menor o igual a 15 GWh/año, tal y como puede verse en el Gráfico 5.1 adjunto. Por ejemplo, un ahorro de 15 GWh equivaldría a 1.000 horas de funcionamiento al año de una instalación con 15MWe de potencia o, su equivalente en energía calorífica 15 x 3,6 Tj = 54 TJ (Terajulios). Gráfico 5.1 Condiciones de admisión para las actividades de proyectos de Tipo II Gráfico 5.1 Admisibilidad de los Proyectos del Tipo III.Gráfico 5.1 Admisibilidad de los Proyectos del Tipo III. Gráfico 5.1 Admisibilidad de los Proyectos del Tipo III. GWh Base de referencia Debe ser < 15 GWh

Proyecto

Comienzo del proyecto

Tiempo

Fuente: FCCC/CP/2002/7/add.3 Anexo II – Modalidades y Procedimientos simplificados para las actividades de proyectos de pequeña escala del MDL.

En la Tabla 5.2 adjunta, se presentan las categorías y ejemplos de proyectos, con las tecnologías utilizadas, en que se han clasificado las actividades del Tipo II.

5.4

Tabla 5.2 –Tipo II: Actividades de Proyectos de mejora de la eficiencia energética (límite: ≤ 15 GWh/año) – Categorías y Ejemplos de proyectos Categorías de las actividades de proyectos II.A. Mejora de eficiencia en la oferta de sistemas de transporte y distribución

II.B. Mejora de la eficiencia energética en la oferta de generación electricidad/calor

Ejemplos y Tecnologías utilizadas Procesos de mejora del rendimiento energético de la red eléctrica, o del transporte/distribución de la calefacción urbana. Tecnologías: Aumento del voltaje en una línea de transporte, ampliación o mejora del aislamiento en las tuberías de un sistema de la calefacción urbana. Las tecnologías o los procedimientos pueden ser aplicados a los sistemas existentes de transporte y/o distribución, o ser parte de una ampliación del sistema. Procesos de mejora de la eficiencia de las plantas que consumen combustible fósil para producir electricidad o calor, reduciendo el consumo de energía hasta el límite máximo establecido. Como ejemplo puede citarse la mejora de la eficiencia en centrales de generación eléctrica y de cogeneración.

Programas de eficiencia energética en equipamientos como: energética en la demanda lamparas, refrigeradores, motores, ventiladores, y otras aplicaciones. Estas tecnologías pueden sustituir el equipo existente, o instalarse en nuevos emplazamientos.

II.C. Programas de eficiencia

II.D. Medidas de eficiencia energética mediante la sustitución de combustibles en instalaciones industriales

Mejora del rendimiento energético y/o cambio de combustible implantados en una industria. Ejemplos de Tecnologías: medidas del rendimiento energético (motores más eficientes), mejoras de combustible (sustitución de vapor o aire comprimido por electricidad) y medidas específicas de procesos industriales (hornos de acero, secado de papel, cura del tabaco, etc).

II.E. Medidas de eficiencia energética mediante la sustitución de combustibles en edificios comerciales y residenciales

Cualquier mejora del rendimiento energético y cambio de combustible en un edificio comercial o residencial, o grupo de edificios similares. Ejemplos: mejoras técnicas del rendimiento energético (aislamiento de edificios, cambio de fuel a gas natural). Las medidas pueden aplicarse a equipos existentes o a instalaciones nuevas.

II.E. Medidas de eficiencia

Cualquier mejora del rendimiento energético y/o cambio de combustible en actividades relacionadas con instalaciones o procesos agrícolas. Ejemplos: Uso de tractores más pequeños, alargamiento de la vida útil de los mismos y menor equipamiento en las granjas;. reducir el uso de combustible mediante un menor uso de maquinaria agrícola, reducción del riego, uso de maquinaria más ligera. Ejemplos de cambio de combustible pueden ser pasar del uso del diesel, al etanol o al biocombustible.

energética mediante la sustitución de combustibles en instalaciones agrícolas

Fuente: Apéndice B del Anexo II de la Decisión 21/CP.8

„

Tipo III: Actividades de Otros Proyectos que reduzcan las emisiones antropogénicas y emitan directamente menos de 15 ktCO2e por año

Los proyectos incluidos en el Tipo III no pueden emitir directamente más de 15 kt CO2e por año, y deben reducir las emisiones, como puede verse en el Gráfico 5.2 adjunto.

5.5

Gráfico 5.2 Admisibilidad de los Proyectos del Tipo III KtCO2e

Base de referencia Proyecto de pequeña escala MDL

Debe ser < 15

Comienzo del proyecto

Tiempo

Fuente: FCCC/CP/2002/7/add.3 Anexo II modalidades y procedimientos simplificados para las Actividades de proyectos en pequeña escala del mecanismo para un desarrollo limpio

Al igual que los otros dos Tipos de proyectos, sus actividades se clasifican en categorías. En la Tabla 5.3 adjunta se incluyen éstas, con ejemplos de proyectos y tecnologías utilizadas.

Tabla 5.3 – Tipo III: Actividades de Proyectos que reduzcan las emisiones antropogénicas y emitan < 15 kt CO2e/año – Categorías y Ejemplos de proyectos Categorías de las actividades Ejemplos y Tecnologías utilizadas de proyectos Reducción de metano en cultivos de arroz, disminución de los III.A. Agrícolas III.B. Sustitución de combustibles fósiles

III.C. Reducción de emisiones en el sector del transporte

III.D. Recuperación de metano III.E. Eliminación del metano producido por descomposición de la biomasa u otra materia orgánica

residuos animales o su utilización para generación eléctrica. Cambio de combustibles fósiles en la producción de energía para uso industrial, residencial, y comercial. Si el cambio de combustible es parte de una actividad del proyecto centrada en la mejora del rendimiento energético, la actividad del proyecto debe incluirse en las categorías II.D o II.E. Mejoras en la eficiencia de los carburantes, cambio de vehículos y/o de tipo de carburantes, fomento del transporte público o reducción de la frecuencia en los itinerarios. Recuperación del metano en las minas de carbón, industria agroalimentaria, instalaciones de tratamiento de aguas residuales, vertederos, etc. Eliminación del metano procedente de la descomposición de la biomasa o de otra materia orgánica, a través de la combustión controlada de este gas. En esta actividad de proyecto no se recupera el metano, ni se usa como combustible, como sucedía en la categoría III.D.

Fuente: Apéndice B del Anexo II de la Decisión 21/CP.8

5.6

5.2 Modalidades y Procedimientos simplificados Las etapas del ciclo del proyecto de pequeña escala del MDL son similares a las de un proyecto ordinario, y se siguen los pasos explicados en el Capítulo III de esta Guía. Sin embargo, en el caso de este tipo de proyectos se han desarrollado modalidades y procedimientos simplificados que permiten agilizar el proceso y reducir sensiblemente los costos de transacción, pretendiendo con ello dar un impulso al desarrollo de este tipo de proyectos. Las simplificaciones posibles se exponen a continuación.

5.2.1 Agrupación de actividades Las actividades pueden agruparse por grupos en las etapas del ciclo de proyecto siguientes: documento del proyecto, validación, registro, vigilancia, verificación y certificación de las RCEs. La única limitación a la agrupación de actividades reside en que el total agrupado no exceda los límites máximos establecidos para cada tipo de proyecto de pequeña escala. Además, las actividades agrupadas deben satisfacer los criterios establecidos en las definiciones para cada una de las actividades del proyecto, y deben corresponderse con las categorías especificadas anteriormente. Del mismo modo, no existe ninguna limitación al hecho de que las actividades agrupadas pertenezcan a tecnologías distintas; por ejemplo, si se trata de un proyecto con componentes de energías renovables y eficiencia energética, el componente de energía renovable deberá satisfacer el criterio establecido para este tipo de proyectos, y el componente de eficiencia energética debe cumplir con lo establecido para proyectos clasificados así. Igualmente se permite que las actividades que se van a agrupar estén localizadas en países distintos, aunque este último supuesto puede dificultar la gestión conjunta del proyecto. Esta posibilidad de agrupación (bundling) contribuye a la reducción de los costos de transacción. Sin embargo, las actividades agrupadas no podrán ser componentes separados de una actividad de proyecto mayor (debundling) si el total excede el umbral que define la eligibilidad de los proyectos de pequeña escala. La Junta Ejecutiva del MDL ha elaborado un procedimiento que sirve para determinar si un proyecto de pequeña escala es un componente proveniente de la desagrupación de un proyecto de mayor escala. Establece que se considerará como tal un proyecto si ya ha sido registrada una actividad de proyecto de pequeña escala (o existe una solicitud de registro) en la que se dan las siguientes condiciones: • • • •

Son los mismos participantes de proyecto Pertenecen a la misma categoría y tecnología o medida Se ha registrado dentro de un periodo de dos años de anterioridad al proyecto propuesto Se encuentra a una distancia inferior a 1 km del punto más cercano al proyecto propuesto

Recientemente, el grupo de trabajo sobre proyectos de pequeña escala ha realizado las siguientes recomendaciones respecto a la agrupación de actividades de proyectos teniendo en consideración los apartados 9(a), 19, 20 22(e) 32 y 34 de las modalidades y procedimientos simplificados para las actividades de proyectos MDL de pequeña escala: a)

Los proyectos que quieran agruparse deberán indicar en el momento del registro si quieren agruparse en una o en todas las etapas del ciclo del proyecto. 5.7

b)

Con la idea de cumplir el requisito de que el total de las actividades de proyecto no exceda los limites de las actividades de proyectos estipuladas en el apartado 6 c) 17/CP.7, se establecen dos opciones: i) solo se pueden agrupar proyectos con actividades del mismo tipo, o ii) se pueden agrupar proyectos con distintos tipos de actividades siempre y cuando no se excedan los limites del apartado 6c) 17/CP.7

c) d) e)

Una vez que la actividad de proyecto forma parte de una agrupación no se puede desagrupar La composición de las agrupaciones no puede variar con el tiempo (por ejemplo la valoración de los proyectos agrupados se debe de realizar a la vez) Todas la actividades de proyectos agrupados deben de tener el mismo período de acreditación

El Grupo de trabajo ha considerado las implicaciones de la agrupación de actividades de proyectos para cuatro casos distintos: a) b) c) f)

agrupación de proyectos del mismo tipo, categoría y tecnología/medida agrupación de proyectos del mismo tipo, categoría y distinta tecnología/ medida agrupación de proyectos del mismo tipo, diferentes categorías y tecnologías/medida agrupación de proyectos de distintos tipos

5.2.2 Simplificación del documento de diseño de proyecto (DDP) El Documento de Proyecto incluye las mismas etapas que el DDP de un MDL ordinario pero el tratamiento es mas sencillo. Por ejemplo no es necesario utilizar estudios separados de la base de referencia y del plan de vigilancia; en la evaluación de impacto ambiental es opcional la presentación del estudio, siendo sólo necesario en el caso de que sea requerido por el País anfitrión. El contenido del Documento de proyecto (DDP) de un proyecto MDL de pequeña escala debe incluir los apartados que se indican en la Tabla 5.4 adjunta, de acuerdo con el Apéndice A de las MP simplificadas.

Tabla 5.4 – Partes del Documento de un Proyecto MDL de pequeña escala(*) A. B. C.

Descripción de la actividad general del proyecto Metodología y cálculo para la base de referencia Determinación del periodo de duración de la actividad del proyecto y del período de acreditación D. Plan y metodología de vigilancia E. Calculo de emisiones de GEI por las fuentes F. Análisis del impacto medioambiental G. Alegaciones de los interesados Anexo I Información sobre los participantes del proyecto Anexo II Información sobre la financiación pública (*)

En letra negrita se presentan las etapas simplificadas respecto a los proyectos ordinarios.

5.2.3 Función de las Entidades Operacionales Designadas (EOD) En este tipo de proyectos una única EOD puede validar, verificar y certificar la actividad del proyecto. La Entidad Operacional Designada contratada por los participantes en el proyecto

5.8

examinará el Documento de Proyecto y la documentación de apoyo, confirmando que satisfacen las siguientes condiciones: • Se cumplen los requisitos de participación (son los mismos que tienen que respetarse en los proyectos MDL ordinarios). • Se ha invitado a los interesados locales a formular comentarios o alegaciones, y se ha facilitado a la EOD un resumen de las mismas, junto con un informe sobre la forma en que se han tenido en cuenta. • Los participantes han presentado a la EOD documentación sobre el análisis de los efectos ambientales del proyecto, si así lo exigió el País anfitrión. • Se demuestra que la actividad de proyecto es adicional. • El proyecto de pequeña escala encaja en una de las categorías presentadas anteriormente, y utiliza metodologías simplificadas para la base de referencia y el plan de vigilancia adecuadas a esa categoría, según el Apéndice B de las MP simplificadas. Si es un grupo de proyectos, deben cumplir las condiciones de agrupamiento. • El proyecto cumple todos los demás requisitos previstos en las Modalidades y Procedimientos del MDL ordinarios, que no se han sustituido por las MP simplificadas.

5.2.4 Agilización del registro Se acorta el periodo de tiempo para el registro del proyecto por la Junta Ejecutiva, siendo de cuatro semanas desde la fecha de recepción de la petición de su registro, salvo que una Parte participante en el proyecto, o al menos tres miembros de la Junta Ejecutiva, soliciten una revisión de la actividad propuesta.

5.2.5 Simplificación de las metodologías • Adicionalidad Como es sabido, los proyectos MDL deben cumplir con el requisito de adicionalidad. Sin embargo, en el caso de los proyectos de pequeña escala no es necesario realizar un estudio complejo, sino que basta con cumplir lo que se ha venido a llamar el “test de adicionalidad”. Para ello, los participantes del proyecto deben demostrar que el proyecto no habría sido implantado dada la existencia de una o más barreras preestablecidas. Estas barreras se exponen en la Tabla 5.5 adjunta.

Tabla 5.5 – Test de adicionalidad Barreras: De inversión

Criterios utilizados Una alternativa financieramente más atractiva a la actividad del proyecto habría conducido a emisiones más altas. Tecnológicas Una alternativa tecnológica menos avanzada que la actividad de proyecto implicaría para los participantes riesgos más bajos dada la menor incertidumbre en su funcionamiento, pero se producirían emisiones más altas Prácticas habituales Las prácticas habituales, y la existencia de requisitos reguladores o políticos, (BAU) habrían conducido a la implantación de tecnologías con emisiones más altas a las del proyecto Otras barreras Sin la actividad del proyecto, las emisiones habrían sido más altas por razones identificadas por los participantes del proyecto de carácter institucional, información limitada, escasos recursos empresariales, poca capacidad de organización, o dificultades serias para asimilar nuevas tecnologías. Fuente: Apéndice B del Anexo II de la Decisión 21/CP.8

5.9

• Ambito del proyecto En los proyectos de pequeña escala el ámbito del proyecto queda delimitado por el lugar físico y geográfico de la actividad de proyecto, simplificando su definición. • Base de referencia, plan de monitorización y determinación de fugas En este epígrafe va a exponerse, para cada Tipo y Categoría de proyecto, un resumen de los criterios simplificados que deben tenerse en cuenta para establecer la Base de Referencia y el Plan de Vigilancia. Como ya se ha indicado, el Apéndice B de las MP simplificadas incluye metodologías más sencillas de base de referencia y de vigilancia para las 15 categorías de proyectos MDL de pequeña escala allí definidas. Estas metodologías podrán ser utilizadas en el diseño de un proyecto de pequeña escala si los participantes pueden demostrar, a una EOD, que el proyecto no podría realizarse debido a la existencia de una o más barreras indicadas en el Anexo A del Apéndice B para la categoría de proyectos correspondiente. En cuanto a las fugas, se definen como el cambio neto de las emisiones antropogenias de las fuentes de gases de efecto invernadero que se producen fuera del ámbito del proyecto y que pueden medirse y atribuirse a la actividad del proyecto MDL. Los requisitos de determinación de las fugas están simplificados en los proyectos de pequeña escala. Un resumen de los criterios básicos definidos hasta el año 2005 para cada Tipo y Categoría establecidos, se presenta a continuación.

„

Tipo I – Actividades de Proyectos de energías renovables con una capacidad máxima de producción equivalente de 15 MW (o equivalente apropiado) • Categoría I.A. – Generación eléctrica para el consumidor/hogar (sector residencial) − Base de referencia. Viene determinada por el consumo de combustible de la tecnología utilizada, o que se habría utilizado en ausencia de la actividad de proyecto. El Apéndice B establece dos formulaciones para su cálculo; los participantes pueden escoger una de ellas o proponer una metodología nueva. Determinada la base de referencia anual (en kWh), las emisiones se calculan multiplicando ésta por el Factor de emisión de CO2 del combustible desplazado. − Plan Vigilancia. Puede realizarse mediante un chequeo anual de todos los sistemas, o de

un muestreo significativo que constate que sigue operando la instalación de forma adecuada. • Categoría I.B. – Energía mecánica para el consumidor/empresa. − Base de referencia. La simplificación consiste en estimar las emisiones que serían debidas a un generador diesel con la misma carga de consumo. El calculo de las emisiones anuales de diesel desplazadas puede hacerse considerando un factor de emisión de 3,2 kg CO2e por kg de diesel consumido, o aplicando los que se presentan en la Tabla 5.4 adjunta. − Plan Vigilancia. Consiste en el registro anual del número de equipos puestos en servicio, y la estimación anual de sus horas de funcionamiento.

5.10

• Categoría I.C. – Energía térmica para el consumidor final

– Base de referencia. Para energías renovables que sustituyen tecnologías que usan combustible fósil, la base de referencia es el consumo de combustible de las tecnologías que habrían sido utilizadas en ausencia de la actividad de proyecto, multiplicado por el Factor de emisión del combustible fósil desplazado. Si se desplazan fuentes no renovables de biomasa, la base de referencia simplificada es el consumo de dichas fuentes multiplicado por su Factor de emisión. En ambos casos pueden utilizarse los coeficientes de emisión publicados por el IPCC. (Ver Tabla 3.2). Para tecnologías renovables que sustituyen a la generación eléctrica, la base de referencia simplificada es el consumo de electricidad multiplicado por el Factor de emisión correspondiente, tal y como se describe en la categoría I.D. − Plan Vigilancia. Puede basarse en uno de los criterios siguientes: 9 Medida de la energía producida a través de un muestreo, calculando la base de referencia simplificada mediante la energía generada multiplicada por un Factor de emisión. En los proyectos de cogeneración serían la energía eléctrica y térmica generadas por la instalación. 9 Si la reducción de emisiones es menor de 5 tCO2/año, se hará un registro anual del número de sistemas en servicio, y una estimación de horas anuales a partir de la producción total.

• Categoría I.D. – Generación de electricidad con fuentes renovables para una red de distribución − Base de referencia. Para un sistema donde todo el combustible fósil que se utiliza para la generación es fuel o diesel, son los kWh anuales generados por las fuentes renovables, multiplicado por el Factor de emisión de un generador diesel moderno, en función de su nivel óptimo de carga (ver Tabla 5.4). Para el resto de sistemas, la línea base son los kWh generados por fuente renovable, multiplicados por un Factor de emisión calculado como: a) la media ponderada entre el margen de operación aproximado y el margen de construcción, b) el valor medio ponderado de las emisiones del mix de generación (en kgCO2eq/kWh). − Plan Vigilancia. Consiste en medir la electricidad generada por la tecnología renovable.

En resumen, puede verse que para la mayoría de este tipo de proyectos se utilizan los Factores de emisión correspondientes a un equipo diesel moderno que se presentan en la citada Tabla 5.6 que se adjunta a continuación.

5.11

Tabla 5.6 – Factores de emisión para un generador diesel moderno (en kgCO2e/kWh*), con tres niveles de factor de carga** i) Casos: Factores de carga (%)

Mini red con 24 h de servicio

Mini red con servicio temporal (4-6 h/día) ii) Aplicaciones de producción iii) Bombas de agua

Mini red con almacenamiento

25(%)

50(%)

100(%)

=15=35>135kW

1,3

1,0

1,0

>135>200kW

0,9

0,8

0,8

>200kW***

0,8

0,8

0,8

* ** ***

Se ha utilizado un factor de emisión de 3,2kgCO2 por kg de diesel Las cifras proceden del manual online http://retscreen.net/ Valores por defecto

Fuente: Apéndice B del Anexo II de la Decisión 21/CP.8.

„

Tipo II – Actividades de Proyectos de mejora de eficiencia energética que reduzcan el consumo de energía, por el lado de la oferta y/o de la demanda, hasta un máximo de 15 GWh/año equivalentes • II.A. – Mejora de eficiencia energética en la oferta de sistemas de transporte y distribución − Base de referencia. Para proyectos de sustitución de sistemas energéticos, son las pérdidas de energía en el ámbito del proyecto. En las nuevas instalaciones son las pérdidas de energía calculadas mediante un funcionamiento estándar del sistema instalado. − Plan Vigilancia. La energía de la actividad del proyecto será, siempre que se pueda, la medida de las pérdidas energéticas del equipo instalado. En los otros casos serán calculadas usando los resultados del ensayo de puesta en servicios del equipo. • II.B.–Mejora de la eficiencia energética en la oferta de generación: electricidad/calor − Base de referencia. Serán las pérdidas de energía que se produzcan dentro de los límites del proyecto. En el caso de modificación de equipos, la línea base de energía se calcula de acuerdo con el funcionamiento de la central existente. En las nuevas instalaciones se calcula usando datos del funcionamiento estándar del equipo. Para calcular las emisiones se multiplica por el Factor de emisión del combustible utilizado en la central (por defecto, pueden utilizarse los valores publicados por el IPCC). − Plan Vigilancia. La medida del ahorro energético se realizará después de la implantación de las medidas, calculando el combustible utilizado por la instalación de generación, y después la energía en forma de electricidad o vapor producida por la planta. Se necesitará también un Factor estándar de emisión para el combustible utilizado. En todo caso pueden utilizarse los valores publicados por el IPCC.

5.12

• II.C. – Programas de eficiencia energética en la demanda − Base de referencia. Puede ser uno de estos dos casos: 9 Si la energía desplazada es combustible fósil, la base de referencia es la energía sustituida multiplicada por el Factor de emisión correspondiente. 9 Si la energía desplazada es electricidad, es la energía sustituida multiplicada por el Factor de emisión correspondiente a la energía desplazada, de acuerdo con la clasificación establecida en la categoría I.D. − Plan Vigilancia. Si los equipos de demanda sustituyen dispositivos ya existentes, serán vigilados tanto el número como la potencia de los dispositivos sustituidos. Además se supervisarán la potencia y las horas de funcionamiento (consumo de energía) de los nuevos dispositivos, según una de las metodologías siguientes: 9 Registro de la potencia del dispositivo instalado (ej., lámpara o refrigerador) con los datos fijados en la placa de identificación, o un muestreo de las unidades instaladas y de sus horas de funcionamiento. 9 Medición del consumo de la energía de una muestra apropiada de los nuevos dispositivos. Para aquellos que tienen cargas fijas en su funcionamiento, por ejemplo las lámparas, las muestras pueden ser pequeñas; en los dispositivos que puedan tener cargas variables, como por ejemplo los acondicionadores de aire, las muestras deberán ser mayores. El plan de vigilancia incluirá chequeos anuales en sistemas no muestreado con el objetivo de asegurarse su funcionamiento. Pueden utilizarse valores estándares para el cálculo de las pérdidas de energía en la red de transmisión y distribución. • II.D. – Medidas de eficiencia energética mediante la sustitución de combustibles en instalaciones industriales – Base de referencia. El componente eléctrico de la base de referencia son las pérdidas en el transporte y distribución de la red que suministra a la industria. La base de referencia procedente de cada combustible desplazado se multiplica por el Factor de emisión correspondiente (expresado en KgCO2e/kWh). Si es energía eléctrica la desplazada, el Factor de emisión se calcula como en el caso de proyectos de la categoría I.D. Para combustibles fósiles pueden utilizarse los Factores de emisión publicados por el IPCC. – Plan Vigilancia. En el caso de sustitución de equipos, la vigilancia se basará en: 9 La documentación de las especificaciones del equipo substituido. 9 Medida de la energía utilizada en la el proceso industrial, o del equipo afectado por la actividad del proyecto. 9 Calculo de los ahorros de la energía utilizando la energía calculada en el punto anterior. En el caso de una nueva instalación industrial, la vigilancia consistirá en: 9 La medición de la energía consumida por el nuevo equipo instalado. 9 Cálculo de los ahorros de la energía debido al cambio de equipo.

5.13

• II.E. – Medidas de eficiencia energética mediante la sustitución de combustibles en edificios comerciales y residenciales

– Base de referencia. Componente eléctrico: pérdidas de electricidad en el transporte y distribución de la línea que suministra al edificio o edificios objeto del proyecto. Se calcula como en el caso anterior (II.D). – Plan Vigilancia. En el caso de sustitución de equipos individuales, la vigilancia se basará en las siguientes medidas: 9 Recopilación de las especificaciones del equipo sustituido 9 Cálculo del ahorro energético obtenido Para la renovación de instalaciones completas, la vigilancia consistirá en: 9 Medida de la energía consumida en las nuevas instalaciones del edificio 9 Cálculo de ahorro energético obtenido Pueden utilizarse valores estándares para las pérdidas energéticas en las redes de transporte y distribución eléctrica. Alternativamente, podrán medirse directamente las pérdidas que se producen en la línea que suministra electricidad a los edificios involucrados. • II.F. –Medidas de eficiencia energética mediante la sustitución de combustibles en instalaciones agrícolas

– Base de referencia. Se calcula como en los caso anteriores, II. D y II. E considerando la red que suministra a la industria agrícola. – Plan Vigilancia. En el caso de modificación de equipos, la vigilancia se basará en las siguientes medidas: 9 Recopilar de las especificaciones del equipo modificado. 9 Medir la energía consumida en los procesos o equipos afectados por la actividad de proyecto. 9 Calcular el ahorro energético basado en las medidas obtenidas en el apartado anterior. Para instalaciones nuevas, la vigilancia consistirá en: 9 Medida de la energía consumida por el nuevo equipo instalado. 9 Cálculo de ahorro energético obtenido.

Pueden utilizarse valores estándares de las pérdidas de energía en los sistemas de transporte y distribución eléctrica.

„

Tipo III – Otras Actividades de Proyectos que reduzcan las emisiones antropogénicas y emitan directamente menos de 15 kt CO2e por año • III.A.– Proyectos Agrícolas. Para esta categoría de proyectos, las metodologías para la base de referencia y de vigilancia están en estudio (diciembre 2004). • III.B. – Sustitución de combustibles fósiles − Base de referencia. Son las emisiones existentes en el inicio del proyecto por unidad de energía generada. Se necesita conocer los Factores de emisión del combustible utilizado antes y después del cambio de combustible, pudiéndose usar los valores publicados por el IPCC. 5.14

– Plan Vigilancia. La vigilancia deberá incluir: 9 Supervisión del combustible utilizado y de la producción en un período de tiempo anterior al cambio de combustible (Ej: el uso del carbón y la producción de calor en una planta de calefacción urbana; la utilización del fuel y la cantidad de electricidad generada en una central; etc.) 9 Seguimiento del consumo del combustible y la producción obtenida después de que se haya concluido la actividad del proyecto (Ej. suministro de gas y producción de en una planta de la calefacción urbana; cantidad de gas utilizado y electricidad generada por una central; etc.) • III.C. – Reducción de emisiones en el sector del transporte – Base de referencia. Es la energía utilizada por unidad de servicio o vehículo, multiplicada por el Factor de emisión del combustible correspondiente. Si éste utiliza electricidad, las emisiones asociadas se calculan de acuerdo con actividades de proyecto de la categoría ID. – Plan Vigilancia. Se realiza un seguimiento de los vehículos que se utilizan dentro de las actividades del proyecto y se hace un muestreo del parque móvil. Para vehículos eléctricos hay que tener en cuenta también las emisiones procedentes del sistema eléctrico en el que se recargan estos vehículos. • III.D – Recuperación de metano – Base de referencia. Es la cantidad de metano que sería emitida a la atmósfera, durante el período de acreditación, en ausencia de la actividad del proyecto. Si el gas procedente de una industria agroalimentaria o de instalaciones de tratamiento de aguas residuales y vertederos se utiliza para la producción eléctrica, la actividad se clasificaría dentro de la categoría I.D. Si el metano recuperado se utilizase para la generación del calor, se clasificaría en la categoría I.C. En estos casos se puede utilizar un solo documento del proyecto (DDP) para todos los componentes de la actividad del proyecto. – Plan Vigilancia. Se mide la cantidad de metano recuperada, y el volumen utilizado. También es necesario controlar el contenido de metano del gas recuperado. • III.E – Eliminación del metano producido por descomposición de la biomasa u otra materia orgánica – Base de referencia. Es la correspondiente a la descomposición de la biomasa y otras materias orgánicas, liberando metano, en ausencia de la actividad del proyecto. El Apéndice B incluye el cálculo de las emisiones de metano según el IPCC. – Plan Vigilancia. Se debe medir cada año la cantidad oxidada de biomasa y otras materias orgánicas. Se vigilará que las emisiones anuales de la instalación no superen las 15 kt CO2e.

5.2.6. Reducción de los costes de registro En el caso de estos proyectos existe una disminución de la tasa que se paga por registrar un proyecto MDL, ya que ésta está en función de la cantidad de toneladas de CO2 que consigan reducir los proyectos al año. En el capítulo 6 de la guía se trata con detalle el tema de los costes de transacción de los proyectos MDL. 5.15

5.3. Metodologías aprobadas A continuación se presenta una tabla con las metodologías de pequeña escala aprobadas por la Junta Ejecutiva, que puede encontrarse en la dirección de internet http://cdm.unfccc.int/methodologies/SSCmethodologies/approved.html

Referencia

Titulo de la metodología (incluyendo la metodología de la base de referencia y la vigilancia)

Sectores de actividad

AMS-I.A.

Generación eléctrica para el consumidor/hogar (residencial)

1 Industrias energéticas (fuentes renovables/no renovables)

AMS-I.B.

Energía mecánica para el consumidor /empresa

1 Industrias energéticas (fuentes renovables/no renovables) 1 Industrias energéticas (fuentes renovables/no renovables) 1 Industrias energéticas (fuentes renovables/no renovables) 2 Distribución de Energía

AMS-I.C

Energía térmica para el consumidor final

AMS-III.A.

Generación de electricidad para suministro de una red de distribución Mejora de eficiencia energética en la oferta: Actividades de transporte y distribución Mejora de la eficiencia energética en la oferta de generación de electricidad/calor Programas de eficiencia energética en la demanda Medidas de eficiencia energética mediante la sustitución de combustibles en instalaciones industriales Medidas de eficiencia energética y sustitución de combustibles para edificios Medidas de eficiencia energética mediante sustitución de combustible en instalaciones agrícolas Agricultura

AMS-III.B.

Sustitución de combustibles

AMS-III.C.

Reducción de emisiones en el sector del transporte

AMS-III.D.

Recuperación de metano

10 Emisiones fugitivas de combustibles (sólidos, petróleo y gas) 13 Manejo y disposición de deshechos

Eliminación de metano, procedente de la descomposición de biomasa a través de la combustión controlada

13 Manejo y disposición de deshechos 15 Agricultura

AMS-I.D AMS-II.A. AMS-II.B AMS-II.C

AMS-II.D. AMS-II.E.

AMS-II.F.

AMS-III.E.

1 Industrias energéticas (fuentes renovables/no renovables) 3 Demanda de energía 4 Industrias de manufactura

3 Demanda de energía 3 Demanda de energía

1 Industrias energéticas (fuentes renovables/no renovables) 7 Transporte

Finalmente, en los Recuadros 5.1 y 5.2 se presentan la Metodología simplificada para el cálculo de las bases de referencia en proyectos hidroeléctricos de pequeña escala en Colombia y se presenta el ejemplo del proyecto hidroeléctrico de pequeña escala “Rio Blanco” en Honduras, registrado por la Junta Ejecutiva del MDL en Enero de 2005.

5.16

Recuadro 5.1 Ejemplo 1. Metodología Simplificada para el cálculo de la base de referencia en proyectos de pequeña escala de generación eléctrica con energía renovable para sistemas interconectados. Colombia Metodología de calculo de la base de referencia

Se aplica la metodología simplificada para calcular la línea base correspondiente a la Categoría I.D. del Apéndice B de los MP simplificados. Se calcula mediante los kWh producidos por la unidad generadora multiplicados por un factor de emisión (kg CO2e/kWh), calculado de manera transparente y conservadora como sigue:

a) El promedio entre el “Factor marginal aproximado” y el “Factor de construcción marginal” en donde: – El “Factor operación marginal aproximado” es el promedio ponderado de las emisiones por unidad de producción (kg CO2

e/kWh) de todas las fuentes de generación que sirven al sistema, excluyendo hidro, geotérmicas, eólica, biomasa de bajo costo, nuclear y generación solar, es decir aquellas que no emiten GEI. – El “Factor de construcción marginal” es el promedio ponderado de las emisiones por unidad de producción (kg CO2 e/kWh) de las unidades más modernas añadidas al sistema, las cuales son definidas como el grupo de centrales más recientes (*) que representan el 20% (**) de la electricidad anual generada, o las 5 plantas más modernas. (*) Información de generación disponible del año más reciente. (**) Si el 20% cae en parte de la generación de una planta, esa planta es incluida en los cálculos.

O bien:

b) El promedio ponderado de las emisiones (en kg CO2 equivalente /kWh) del parque de generación actual Cálculo del Factor de emisión de la base de referencia

El Factor o coeficiente de Emisiones (FE) se calcula mediante el promedio entre el Factor de margen aproximado de operación (FEmo) y el Factor de margen de construcción (FEmc), es decir, FF = (FEmo + FEmc ) / 2

5.17

Factor de Emisión de la Operación marginal aproximada (FEmo)

FEmo = Σ FEij * GWhij / Σ Gwhij Donde: FEmo = Factor de Emisión Ponderado de Operación Marginal para designar el año que va de 1995 a 2003 FEij = Factor de Emisión de la Planta Térmica i en el año j

i= plantas térmicas del parque que operaron en determinado año j = subíndice

El factor de emisión de cada planta térmica para cada año, es: FEij= factor de emisión (en ton CO2 / MWh) de la planta i en el año j CEik= Coeficiente de emisiones de CO2 del combustible k en la planta i HRij = Heat rate de la planta i para el año j, en BTU / kWh FC = Factor de conversión de unidades Con base en lo anterior, el factor de emisión ponderado para la operación marginal FEmo para el período 1995-2003 fue de 0,660 kg CO2e/kWh

FEij = HRij * CEik * FC

Factor de emisión de la Construcción marginal aproximada

(FEmc)

• Se calculó el 20% del total de la energía generada en el año 2003: 47,078 GWh 20% = 9,416 GWh. • Se ordenaron las plantas empezando por las mas recientemente construidas y se sumó la energía generada por cada planta en año 2003, de tal forma que el total diera un valor igual o apenas superior 9,416 GWh y que incluyera una planta completa para efectos del calculo, tal como lo pide la metodología. • Se ordenaron las plantas empezando por las más recientemente construidas y entradas en funcionamiento y se sumo la energía generada en el 2003 de las 5 mas recientes. • Se toma el mayor coeficiente

Así, conforme al apartado(a) (ii) del párrafo 29 del Apéndice B, se tomó el grupo de plantas con más energía generada, o sea el 20% de las plantas más recientes y se calculó su factor de emisión ponderado así: FEPC = Σ FEij * GWhij / Σ GWhij

Factor de emisión Validez del factor de emisión

El factor de emisión de cada planta para el año 2003, FEij, fue calculado de la siguiente manera: FEij = HRij * CEik * FC El factor de emisión ponderado para la construcción marginal FEmc para 2003, fue 0.294 kg CO2e/ kWh. Promedio entre Operación Marginal y Construcción Marginal: se toma el promedio aritmético para el cálculo del factor de emisión de la base de referencia: 0.477 kg CO2/ kWh El factor de emisión aquí descrito será válido hasta que haya información disponible para el año 2004, una vez se disponga de la información para ese año, se podrá incluir la misma con el procedimiento descrito y recalcular el factor de emisión. Con el fin de asegurar información fiable y depurada sobre la generación de cada una de las plantas del sistema interconexión nacional.

5.18

Recuadro nº 5.2 Ejemplo 2. Proyecto Hidroeléctrico de pequeña escala “Rio Blanco”. Honduras. Este proyecto ha sido aprobado y registrado por la Junta Ejecutiva del MDL en enero de 2005. Sus características principales se exponen a continuación.

A. Descripción general

-

Actividad Tipo I (categoría ID): generación de energía a partir de fuentes renovables con potencia200kW es 0,8 kgCO2e/kWh). Factor de emisión (FE) de una unidad diesel (>200 kW) 0.8 tCO2e/MWh Energía generada por el proyecto al año (Q) 22,25 GWh/año Emisiones de la base (EB= QxFE) 17800 tCO2eq/año 5.19

Demostración de adicionalidad por análisis de barreras por etapas

-

Barreras Institucionales: el tiempo en conseguir los permisos para proyectos de energías renovables es de 3 años. Honduras no dispone de leyes que fomenten el uso de energía renovable frente al uso de combustibles fósiles

-

Barreras financieras: proyectos de pequeña escala como el de Río Blanco tienen problema para su financiación.

-

Barreras tecnológicas: este tipo de proyectos son nuevos en Honduras, presentan los riesgos asociados al uso del agua y uso de la tierra.

C. Duración actividad/ Periodo acreditación

Fecha de comienzo del proyecto

17 febrero 2003

Vida útil

50 años

Período de acreditación

Comienzo del primer período de acreditación: 1 agosto 2004. Duración: 10 años

D. Aplicación metodología y plan vigilancia

Parámetros a vigilar

Medida de la electricidad generada por el proyecto

A- Emisiones del proyecto E. Estimación B- Fugas emisiones GEI C- Emisiones totales (A+B) por las D- Reducciones anuales fuentes

Las emisiones del proyecto son cero No se requiere calculo de fugas. Cero RE= electricidad anual despachada a la red en un periodo por el factor de emisión de una unidad diesel en función de su factor de carga = 22.25 GWh x 1 año X 0.8 kgCo2eq/kWh La reducción total en el periodo de acreditación (10 años) es de 178,000 tCO2e

Informe de Evaluación de F. Repercusiones impacto ambiental ambientales

Análisis de impactos indirectos y directos en el área de influencia del proyecto. Para el análisis de impacto se utilizó la metodología de Cribado Ambiental. Se obtiene un contrato de medidas de mitigación aunque el impacto ambiental no se considera significativo

G. Observaciones de los interesados

Consultas a las comunidades locales. No se considera relevante el impacto social y medioambiental del proyecto. No se recibieron comentarios por parte de las ONG’s

5.20

INDICE

Capítulo 6. Costos de transacción, riesgos y financiación de los proyectos MDL

6.1 Costos de transacción de proyectos MDL Es importante para los proyectos MDL desarrollar el concepto de costos de transacción e intentar cuantificar los mismos. Por costos de transacción se entiende a todos los costos adicionales a los que normalmente incurre un proyecto (capital y operativos), necesarios para cumplir con su ciclo de aprobación como proyecto MDL, desde su etapa de diseño a la de expedición de las RCEs(1). Puede decirse que existen numerosos factores que inciden en su estimación, resultando difícil plantear escenarios y alternativas que abarquen todas las opciones.

6.1.1. Estimación de los costos de transacción por etapas del ciclo de proyecto En primer lugar conviene señalar que hay varios factores que determinan la repercusión en el proyecto de los costos de transacción. Estos son más o menos significativos dependiendo del tamaño del proyecto, de la mayor o menor utilización de personal local para los procesos de diseño, implementación y vigilancia, del pago por adelantado o diferido de los costos de validación hasta que el proyecto esté operativo, de la necesidad o no de que los certificados sean comercializados a través de un agente de negocios (broker), etc. Como regla general puede afirmarse que los costos de transacción no son directamente proporcionales al tamaño del proyecto. En ese sentido cuanto mayor número de créditos genere, menos será la incidencia de los costos de transacción en los ingresos generados, y mayor motivación tendrá el inversor en el desarrollo del proyecto MDL. Teniendo en cuenta esto, las autoridades del MDL han simplificado los requisitos para los proyectos de pequeña escala, con el objeto de facilitar su viabilidad atenuando el impacto de los costos de transacción en el valor total del proyecto. La participación de agentes de negocios (brokers) es importante en el caso de tratarse de proyectos que generen certificados para ser vendidos en los mercados de carbono a Países Anexo I. Puede señalarse que el costo de comercialización en base a la opinión de los analistas, puede cuantificarse entre el 10% y el 15% del valor nominal de las RCEs. Este porcentaje puede variar según las características del proyecto, como son el tipo de proyecto, el País anfitrión, los riesgos implícitos del proyecto, etc. En base a estudios y análisis de los agentes del mercado, se expone en la Tabla 6.1 una evaluación de los costos de transacción para cada una de las fases del ciclo de aprobación.

(1)

Para el caso de la presente Guía, en los costos de transacción no se incluyen los costes de comercialización de las RCE

6.1

Tabla nº 6.1 - Estimación de los Costos de Transacción del ciclo de aprobación de un proyecto MDL Fases ciclo

Diseño (§ 3.2)

Validación (§ 3.2)

Actividades Diseño conceptual y factibilidad: - Diseño del proyecto de inversión - Metodología de la base de referencia - Metodología y Plan de vigilancia - Determinación período de acreditación - Cálculo de emisiones de GEI - Determinación de fugas - Evaluación de impacto ambiental Elaboración: - Elaboración del documento DDP - Proceso de aprobación a nivel nacional Proceso de evaluación de la Entidad Operacional Designada (EOD) para comprobar si ajusta a los requisitos del MDL - Confirma cumplimiento de requisitos - Confirma recepción de declaración nacional - Hace público el documento del proyecto - Hace público las observaciones - Toma decisión sobre validación - Envía informe de validación a la Junta Ejecutiva - Hace público el informe de validación

Redacción del Contrato de Compra – Venta de RCE Negociación de - Términos legales de cumplimiento del contrato Contrato - Definición de la propiedad de los Certificados (§ 7.1) - Quién y cómo se enfrentan los riesgos - Condiciones de compra y venta

Costos

US$ 20.000 60.000*

US$ 15.000 40.000*

Gastos administrativos** Escala definida en base a toneladas promedio anuales de CO2 reducidas en el período de acreditación del proyecto.

–

US$

Proceso largo y costoso* US$ 10.000 40.000

≤ 15,000

Registro (§ 3.4)

US$

US$ 5.000 – US$ 50.000

tCO2e anuales

Aceptación oficial por la Junta Ejecutiva de un proyecto validado – MDL

–

–

US$

US$ 5,000

> 15,000 y 50,000 y “ 15,000 100,000 y “ 20,000 200,000

“ 30,000

6.2

Vigilancia (§ 3.5)

Participantes recopilan y archivan datos para: - Estimar y medir las emisiones del proyecto - Determinar las emisiones de la línea base o base de referencia - Determinar emisiones fuera del proyecto Cálculo de RCE - Emisión del proyecto + Fugas – Emisión de la línea base Elaboración informe de vigilancia para la Entidad Operacional Designada (EOD)

Verificación (§ 3.6)

Actividades de la EOD**** - Informe de vigilancia a disposición pública - Realiza inspección “in situ” - Examina los resultados de la vigilancia - Comprueba aplicación correcta de metodología - Verifica documentación sea completa y correcta - Recomienda modificaciones a la metodología - Determina la reducción de emisiones - Presenta informe de verificación y se hace público

Certificación (§ 3.6)

La EOD certifica las emisiones reducidas - Elabora y envía el informe de certificación - Pone el informe a disposición del público - Confirma por escrito la reducción de emisiones

La Junta Ejecutiva expide las RCEs y registra Expedición RCE (§ 3.7)

Venta RCE

-

Revisa, Expide, Registra. Fondo de adaptación para actividades en los países de menor desarrollo relativo (Tabla 6.2).

Gastos de comercialización

Costos para la Verificación y Certificación*** US$ 3.000 – US$ 15.000 anuales.

2% Gastos administrativos Fondo de adaptación 3% - 15% sobre valor Certificados

Fuentes: *

Danish Energy Authority, EcoSecurities. “Estudio de apoyo a la aplicación del MDL del Protocolo de Kioto en Uruguay”, Ministerio de Vivienda, Ordenamiento Territorial y Medio Ambiente (Uruguay). ** Sexta reunión de la Junta Ejecutiva, Octubre 2002. (http://cdm.unfccc.int/pac/howto/CDMProjectActivity/Register/Regfee_version02.pdf) *** Elaborados sobre datos de Danish Energy Authority, EcoSecurities **** Actividades muy similares a las realizadas para certificar Sistemas de Gestión Ambiental. Estos costos están estimados para proyectos grandes o medianos.

A continuación se amplían algunas consideraciones sobre los costes asociados a las etapas del ciclo de aprobación.

6.3

„

Diseño conceptual, factibilidad y elaboración del proyecto

Entre otros aspectos importantes, esta etapa comprende el diseño del proyecto, la definición de la metodología de base de referencia, la metodología y el plan de vigilancia, y la elaboración de documentos de presentación del proyecto y proceso de aprobación a nivel nacional. Los costos asociados a esta fase del ciclo de aprobación pueden ser internos o externos, según decida el promotor.

„

Validación, verificación y certificación de las RCEs a cargo de las Entidades Operacionales Designadas (EOD)

El trabajo debe ser llevado a cabo por dos empresas especializadas en evaluaciones independientes sobre el cumplimiento de los requisitos del MDL. Las compañías deben ser Entidades Operacionales Designadas legalmente acreditadas por la conferencia de las Partes. En general, las actividades técnicas de estas etapas son similares a las realizadas para certificar los Sistemas de Gestión Ambiental, dependiendo principalmente sus costos de la ubicación, complejidad y tamaño del proyecto. En el caso de proyectos MDL que no sean de pequeña escala, una misma EOD no puede realizar la validación y verificación del proyecto. La necesidad de contar con dos EOD distintas es motivo de encarecimiento de los costos por lo general.

„

Registro de RCEs. Gastos administrativos y de adaptación

La Junta Ejecutiva del MDL cobra por Gastos de administración y registro de las RCEs. Los Gastos de administración fueron establecidos por esta entidad en su 6ª Reunión de Octubre de 2002, de acuerdo a una escala definida según las toneladas promedio anuales de CO2 reducidas en el período de acreditación, pagadero por una sola vez cuando el proyecto se registra (Tabla 6.1). En el caso de proyectos pequeños, la escala contempla unos costes menores para atenuar el impacto de sus costos de transacción. La Junta Ejecutiva del MDL estableció la posibilidad de que en un futuro pueda revisarse la escala de porcentaje de gastos para este tipo de proyectos.

Los proyectos MDL tienen además un cargo adicional del 2% de las RCE expedidas, con el objetivo de contribuir al fondo de adaptación que ayude a los países menos desarrollados en el cambio climático. Estos países se presentan en la Tabla 6.2 adjunta.

6.4

Tabla 6.2. Países considerados como menos desarrollados Area Geográfica

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

Africa Angola Benin Burkina Faso Burundi República Central Africana Chad República Democrática del Congo Djibouti Guinea Ecuatorial Eritrea Etiopía Gambia Guinea Guinea Bissau Lesoto Madagascar Malawi Mali Mauritania Mozambique Nigeria Ruanda Senegal Sierra Leona Sudán Togo Uganda Tanzania Zambia Liberia Somalia

1 2 3 4 5 6

Asia Afganistán Bangladesh Bután Camboya República Dem. de Laos Myanmar

Pequeños Estados Insulares 1 Cabo Verde 2 Camores 3 Haití 4 Kiribati 5 Maldivas 6 Samoa

7

Nepal

7

Santo Tomé y Príncipe

8

Yemen

8 9 10

Islas Salomón Tuvalu Vanuatu

Fuente: http://unfccc.int/text/program/sd/ldc/index.html

6.1.2. Estimación de los costos de transacción para un proyecto MDL de pequeña escala Hay que tener en cuenta que en este tema existen también numerosas fuentes con diversos criterios diferentes. Salvo los costes de registro, que están estandarizados para todos los proyectos MDL, tanto ordinarios como los de pequeña escala – oscilando entre 5.000 y 30.000 $US en función de la reducción media anual de emisiones de tCO2e –, las otras partidas de costes son muy variables, dependiendo del tipo y tamaño del proyecto, tecnología utilizada, nivel de asesoramiento externo, etc. En la Tabla 6.3 adjunta se exponen los costes correspondientes a proyectos de pequeña escala, pudiendo verse el menor coste que tienen algunas partidas frente a los proyectos ordinarios, dadas las posibilidades de simplificación que tienen este tipo de proyectos.

6.5

Tabla nº 6.3 – Estimación de los Costos de Transacción por etapas del ciclo en Proyectos de Pequeña Escala Fases ciclo

Diseño

Validación

Negociación de Contrato

Actividades Diseño conceptual y factibilidad: - Descripción general de proyecto - Metodología de la base de referencia - Metodología y Plan de vigilancia - Determinación período de acreditación - Cálculo de reducción de emisiones de GEI - Determinación de fugas - Evaluación de impacto ambiental (si procede) - Comentarios de los participantes Elaboración: - Elaboración del documento DDP - Proceso de aprobación a nivel nacional

Costos

US$ 15.000 – US$ 45.000*

US$ 3.000 – US$ 5.000*

Proceso de evaluación de la Entidad Operacional Designada (EOD) para comprobar si ajusta a los requisitos del MDL de pequeña escala - Confirma cumplimiento de requisitos previstos para los MDL de simplificados y los requisitos del MDL ordinarios que no se sustituyen por las modalidades y procedimientos simplificados US$ 10.000 – US$ 30.000* - Confirma recepción de declaración nacional - Hace público el documento del proyecto - Hace público las observaciones - Toma decisión sobre validación - Envía informe de validación a la Junta Ejecutiva - Hace público el informe de validación Redacción del Contrato de Compra–Venta de RCE - Términos legales de cumplimiento del contrato US$ 10.000 – US$ 20.000* - Definición de la propiedad de los Certificados - Quién y cómo se enfrentan los riesgos - Condiciones de compra y venta tCO2e anuales US $ 15,000 y 50,000 y 100,000 y 200,000

Vigilancia

Participantes recopilan y archivan datos para: - Estimar y medir las emisiones del proyecto - Determinar las emisiones de la línea base - Determinar emisiones fuera del proyecto Cálculo de RCE - Emisión del proyecto + Fugas – Emisión de la línea base Elaboración informe de vigilancia para la Entidad Operacional Designada (EOD)

“ 30,000

Costos para Vigilancia, Verificación y Certificación*

US$ 3.000 – US$ 6.000 anuales.

6.6

Verificación

Actividades de la EOD - Informe de vigilancia a disposición pública - Realiza inspección “in situ” - Examina los resultados de la vigilancia - Comprueba aplicación correcta de metodología - Verifica documentación sea completa y correcta - Recomienda modificaciones a la metodología - Determina la reducción de emisiones - Presenta informe de verificación y se hace público

Certificación

La EOD certifica las emisiones reducidas - Elabora y envía el informe de certificación - Pone el informe a disposición del público - Confirma por escrito la reducción de emisiones La Junta Ejecutiva expide las RCE y registra - Revisa, Expide, Registra. 2% - Fondo de adaptación para actividades en los - Gastos administrativos países de menor desarrollo relativo (Tabla 6.2). - Fondo de adaptación

Expedición Certificados

Gastos de comercialización

Venta RCE

3% - 15% Certificados

sobre

valor

Fuentes: *

En base en las características del proyecto, ubicación, etc. Fuente de información: “EcoSecurities: Transation costs and carbon finance Impact on Small -Scale CDM projects- 2003”, “World Bank, Carbon Finance Unit, “Small Scale CDM Proyects:An Overview 2003” , Hamburg Institute

** Sexta reunión de la Junta Ejecutiva, Octubre 2002. (http://cdm.unfccc.int/pac/howto/CDMProjectActivity/Register/Regfee_version02.pdf)

6.1.3. Estimación de los costos de transacción para proyectos – tipo energéticos La estimación de los costos de transacción para proyectos – tipo energéticos presenta dificultades importantes como consecuencia de la complejidad de las tecnologías en juego. Se ha indicado al inicio de este apartado, que los costos de transacción están asociados a las actividades de desarrollo del documento de diseño, validación, verificación y certificación, y dependen fuertemente de las características del proyecto: tamaño y tipología del proyecto, metodología de cálculo de la base de referencia, número de Entidades Operacionales involucradas, etc. A fin de completar el análisis de estos costos, se presentan algunos de los valores medios utilizados más comúnmente(2) sobre la incidencia de los mismos respecto al costo total de inversión.

(2)

“A Business View on Key Issues Relating to the Kyoto Mechanisms” - PriceWaterhouseCoopers

6.7

Tabla 6.4 Características de proyectos – tipo energéticos

Descripción

Tipificación

Turbina Gas Ciclo Combinado, planta 400 MW capacidad

Generación

Conversión 400 MW – carbón a turbina gas simple Parque eólico 15 MW Fotovoltaica 1 MW conectada a red Fotovoltaica 100 kW

Inversión Años de vida (Millones útil US$) 240

15

Cambio de combustible

120

15

Renovable Renovable Renovable

17 5 0.5

15 15 15

Fuente: http://www.pwc.com/Extweb/industry.nsf

Tabla 6.5. Estimación de los Costos de Transacción en % s/Coste Total del proyecto

Descripción

Esfuerzo Costo - total de Total días ($000)

Turbina Gas Ciclo Combinado, planta 400 MW capacidad Conversión 400 MW – carbón a turbina gas simple Parque eólico 15 MW Fotovoltaica 1 MW conectada a red Fotovoltaica 100 kW

% Costo de la Inversión Escenario(3) Bajo Medio Alto

1062

675

0,2%

0,3%

0,4%

818 616 611 611

584 446 441 441

0,4% 2,3% 7,7% 77,5%

0,5% 0,7% 2,6% 3,6% 8,8% 12,1% 88,2% 121,0%

Fuente: http://www.pwc.com/Extweb/industry.nsf

En este análisis no se incluyen la tasa del 2% para el fondo de adaptación, los gastos de comercialización y la negociación del contrato de Compra – Venta de las RCEs. Asimismo no se incluyen otros costos de transacción de carácter extraordinario que pudieran originarse en este tipo de proyectos. En el recuadro 6.1 adjunto se presenta un ejemplo de cálculo de los costos de transacción para tres proyectos eólicos de distinto tamaño.

(3)

Los escenarios Bajo, Medio y Alto se definen en función del número de Entidades Operacionales participantes, a fin de eliminar los eventuales conflictos de intereses que se pudieran presentar en las etapas de validación, verificación y certificación.

6.8

Recuadro nº 6.1: Ejemplo de cálculo de los Costos de transacción para tres parques eólicos: de pequeña escala, de media potencia y de gran potencia. Como vía de ejemplo, se van a calcular la influencia que tienen los costos de transacción en tres proyectos: de pequeña escala, de media potencia y de gran potencia; en concreto son tres parques eólicos, por tratarse esta tecnología renovable de una de las que eventualmente tiene posibilidades de expansionarse en Sudamérica de cara a los próximos años. Estos costos de transacción se van a expresar como porcentaje de la inversión inicial del proyecto con el fin de poner de manifiesto su coste relativamente bajo, y las Tasas Internas del Retorno (TIR) que tienen su calificación como MDL. Adicionalmente, también se va a calcular el valor añadido que presentan para el proyecto y la rentabilidad que proporciona su declaración como proyectos MDL, con independencia de la rentabilidad “por ser” del proyecto energético. Se han considerado tres parques: uno de pequeña escala de 10 Mw, y otros dos de 20 y 50 MW. El primero y el último son proyectos – tipo, mientras que el segundo se trata de un caso real en un país Latinoamericano. Este proyecto que le llamaremos Ejemplo 2, se trata de un parque eólico de 20 MW, interconectado a la red a través de 15 km de red de 60 kV y un transformador elevador de 60/150 kV. Está formado por 27 aerogeneradores de 750 kW de potencia cada uno, tiene un factor de disponibilidad 0.5 (horas de funcionamiento/horas del año). El área necesaria de terreno aproximada es de un total de 100 hectáreas. La inversión total del proyecto se estima en 24 millones US$, de los cuales 18 millones corresponden a los aerogeneradores (900 US$ por kW) y el resto a obras de acondicionamiento del terreno, montaje, obras internas, conexión, líneas de transmisión. No se considera en este costo el valor del predio y servidumbres de paso. Para los Ejemplos 1 y 3 se ha estimado el coste de inversión por MW como un porcentaje del Ejemplo 2. En los tres casos (incluido el proyecto real), para poder hacer comparaciones se supone que las horas de utilización equivalentes de la potencia nominal ascienden a 3.000 h, lo que equivale a un factor de carga del 34.25%. Por consiguiente, en el Ejemplo 2, la reducción de emisiones de CO2, por desplazamiento de energía de origen térmico como consecuencia de la generación de origen eólico sería de 27.180 toneladas anuales(4) (20 GWh/Año x el Factor de Emisión de 453 gCO2/kWh). El Factor de Emisión tiene en cuenta la estructura de generación del sistema eléctrico concreto en que se ubica, significando una reducción de 453 gramos de CO2 por kWh producido en el parque eólico. En los Ejemplos 1 y 3 se han adoptado Factores de emisión de la generación alternativa evitada superiores, de 800 y 662 gr CO2/KWh respectivamente. Lo que en la práctica viene a suponer que la energía del proyecto eólico de pequeña escala (Ejemplo 1) desplazaría a un grupo electrógeno en un sistema de pequeña capacidad, y el Ejemplo 3 se conectaría a un sistema de aproximadamente el 50% carbón y 50% gas. En la siguiente tabla se recogen los valores básicos de los tres casos analizados:

(4)

Nota: El proyecto real tiene un factor de disponibilidad de 0’5, es decir, 4.380 horas anuales, por lo que realmente ahorraría anualmente 39.683 tCO2e en el sistema eléctrico donde estaría integrado. Para poder comparar con otros dos ejemplos se ha considerado que tiene una disponibilidad de sólo 3.000 horas/año.

6.9

Valores Base de los Proyectos

Potencia Inversión específica Inversión Total

Ejemplo 1 10 1.440.000 14.400.000

Ejemplo 2 20 1.200.000 24.000.000

Ejemplo 3 50 1.080.000 54.000.000

30 800

60 453

150 662

24.000

27.180

99.300

Energía Producida F. emisión Reducción de emisiones anuales Vida útil Tasa descuento Tasa inflación US$ Valor Fijado de las RCEs

MW US$/MW US$ GWh/año gCO2/KWh t CO2 e

20 años 6% 1% 3 US$/tCO2 e (Se hace además un análisis de sensibilidad entre 2 y 20 US$/CO2 e)

Como costes de transacción, tanto iniciales y anuales, se han estimado para los tres casos los valores que figuran en la siguiente tabla. En el caso de los costes anuales, se han actualizado a origen con el fin de poderlos comparar con la inversión del parque eólico. Son los siguientes:

Costos de Transacción Iniciales y anuales en US $ Ejemplo 1 Ejemplo 2

Ejemplo 3

a) iniciales Diseño y elegibilidad Elaboración Validación Registro Total

20.000 5.000 20.000 10.000 55.000

60.000 40.000 40.000 10.000 150.000

60.000 50.000 40.000 15.000 165.000

b) anuales Costo Fijo anual (Vigilancia, Verificación y Certificación anuales) Costo Valor actual del Fijo anual

6.000

12.000

15.000 (*)

48.741

97.482

121.853

Coste adaptación (2% valor de RCE) Valor actual del coste de adaptación

1.440 10.599

1.631 12.003

5.958 (*) 43.851 (*)

Costes transacción totales actual

144.340

259.485

330.704

Coste transacción/Inversión total

0,79%

1,08%

0,61%

( )

*

Para un coste 3 $/tCO2e y Período de acreditación de 10 años

6.10

De los valores calculados, y con un valor del RCE de 3 $/t CO2 e, se desprende que los costos de transacción resultan ser del orden del 0.6 – 1,10% del monto total de la inversión principal. No se incluyen los costes de comercialización de los RCEs y el coste del contrato de compra – venta de reducción de emisiones. Naturalmente si el valor de las RCEs fuera mayor, por ejemplo 10 $/tCO2e, estos porcentajes serían más altos, pero se compensarían ampliamente con el valor de venta en el mercado de las RCEs generadas, como se verá más adelante. En el siguiente Gráfico figura, para el Ejemplo 2, la estructura del coste de transacción en función del valor de los certificados.

Estructura de los Costes de Transacción Ejemplo 2 350.000

300.000

US$

250.000

200.000

Coste en RCE (2%) Coste Fijo Anual

150.000

Coste Inicial 100.000

50.000

0 1

3

5

7,5

10

15

20

$ tCO2 e

Puede observarse que la declaración de un proyecto de este tipo como MDL ocasiona al promotor unos costes que son fijos en su mayor parte, independientes del valor de las RCEs obtenidos. Del orden del 50% de estos costes se devengan en la tramitación inicial del proyecto, y el otro 50% (actualizado) se devenga a lo largo del período de acreditación de las RCEs. En el siguiente Gráfico figura el resultado del análisis de sensibilidad de los costes de transacción respecto a la inversión inicial en función del valor de los certificados en los tres ejemplos analizados.

6.11

Costes de Transación sobre la Inversión en función del valor del RCE

Coste de Transacción/Coste de Inversión (%)

1,60%

1,40%

1,20% Caso 1 (PE 10 MW) Caso 2 (PE 20 MW) Caso 3 (PE 50 MW)

1,00%

0,80%

0,60%

0,40%

0,20%

0,00% 2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

RCE ($/t CO2e)

Como primera conclusión de este gráfico cabe indicar que los costes de transacción incrementan la inversión inicial en una magnitud oscilando entre el 0.6% y el 1.4% de los costes del proyecto energético, para parques eólicos comprendidos entre 10 y 50 MW. Sale algo afectado negativamente el Ejemplo 2, por no ser estrictamente proporcionales los costos de transacción a la inversión. En el siguiente Gráfico figura la aportación de ingresos añadidos al valor de la producción eléctrica que supone la declaración del proyecto como MDL. Puede observarse que se trata de un importe unitario estimable, sobre todo en el ejemplo de pequeña escala, por ser mayor el coeficiente de reducción de emisiones considerado. Además es, creciente, lógicamente, con el valor de las RCEs en el mercado.

6.12

Valor añadido al KWh por la venta de RCEs (cent$ /KWh) 1,80

Valor Añadido (cent$/KWh)

1,60 1,40 1,20

Caso 1 (PE 10 MW) Caso 2 (PE 20 MW) Caso 3 (PE 50 MW)

1,00 0,80 0,60 0,40 0,20 0,00 2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

REC ($/t CO2)

Con el fin de poner en relación la inversión adicional que supone la declaración de un proyecto como MDL con los ingresos adicionales que tal declaración representa para el titular del proyecto, se recoge en el siguiente gráfico las TIRs (Costes de transacción, iniciales y anuales, versus ingresos obtenidos por venta de RCE) que se obtienen en los tres proyectos MDL analizados, para los valores de tCO2e comprendidos entre 2 y 20 $US/t. Además se ha supuesto que únicamente devengan RCEs durante los diez primeros años (período de acreditación) de su puesta en marcha.

6.13

TIR de la inversión adicional para la Calificación de un Proyecto como MDL 400%

350%

TIR (10 años)

300%

250%

Caso 1 (PE 10 MW) Caso 2 (PE 20 MW) Caso 3 (PE 50 MW)

200%

150%

100%

50%

0% 2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Valor del RCE ($/t CO2e)

De los valores de TIR obtenidos puede afirmarse que, con carácter general, la acreditación como MDL de un proyecto de energía renovable con potencias entre 10 y 50 MW (eólico en este caso), es una actividad rentable en sí misma, a pesar de los gastos iniciales a que da lugar la consecución de tal acreditación. Sin embargo, debe tenerse en cuenta que la aprobación de los proyectos MDL es un proceso largo y complicado, por lo que los riesgos de las inversiones en este tipo de proyectos son altos. En definitiva, y a modo de conclusiones finales puede señalarse los siguientes: • •

•

La tramitación de un proyecto de energía renovable (eólico o hidráulico) como MDL entre 10 y 50 MW, suponen un incremento en los costes de inversión en el entorno del 1%. La codificación de MDL para este tipo de proyectos proporciona un valor añadido al proyecto energético de aproximadamente unos 0,20 cent$/kWh como mínimo, pudiendo ser considerablemente superior si el valor de las RCEs son elevadas. El valor de las TIRs son muy elevadas, por lo que, en principio, la rentabilidad de la declaración de un proyecto como MDL es muy atractiva. Sin embargo hay que considerar los altos riesgos que conlleva actualmente la aprobación como MDL de estos proyectos.

6.14

6.2 Riesgos de Inversión en los Proyectos MDL Toda actividad empresarial conlleva riesgos. Aunque es un tema muy estudiado, se ha considerado interesante incluir esta sección dado que se están aplicando las técnicas de gestión de riesgos al ámbito de ejecución de proyectos MDL. Los proyectos del MDL se encuentran en una etapa inicial. Por tanto, puede esperarse que una mayor experiencia y el desarrollo de la normativa internacional en este campo, conduzcan a una mayor disponibilidad de información y de mejor calidad, que permita gestionar los riesgos más adecuadamente. Por ello, se considera importante que las entidades involucradas en proyectos MDL dediquen tiempo y esfuerzo a observar la evolución del tema financiero de este campo, con el objetivo de poder identificar nuevas modalidades de la administración de riesgos. Esto permitirá concebir proyectos MDL con menores incertidumbres. Ello traerá como consecuencia la utilización de menores tasas de descuento en la evaluación de proyectos MDL, de manera que será posible emprender mayor número de proyectos de este tipo. En este apartado se revisan, en primer lugar, los principios fundamentales que, con carácter general, tiene la administración de riesgos. Después se describen los riesgos típicos de los proyectos MDL, distinguiendo entre los asumidos por los diferentes agentes, promotores, entidades compradoras de Certificados de Reducción de Emisiones, e instituciones financieras. También se analizan las formas e instrumentos precisos para gestionar los riesgos de este tipo de proyectos.

6.2.1.

Principios Fundamentales

En la gestión de riesgos se considera útil tener en cuenta las siguientes consideraciones:

– A mayor riesgo deberá esperarse una mayor rentabilidad Básicamente refleja el hecho de que las empresas que operan con proyectos en ambientes de mayor riesgo, deben ofrecer a sus accionistas rendimientos más altos que aquellos expuestos a menores riesgos. Téngase en cuenta que los capitales fluyen a oportunidades de inversión que, para un rendimiento dado, estén expuestos a menores riesgos.

– Trasladar riesgos a entidades mejor preparadas para asumirlos No es recomendable que las empresas grandes estén preparadas para asumir todos los riesgos a los que están expuestas. La razón es que otras empresas de distinto tamaño o más especializadas, pueden estar mejor posicionadas para poder asumir ciertos tipos de riesgo a un menor costo. Normalmente estas empresas exigen contraprestaciones que resultan atractivas para las primeras. De esta forma se genera una relación más eficiente para ambas empresas.

– Transacciones entre empresas con perfiles de riesgos complementarios Estas transacciones son lógicas y pueden comprenderse más fácilmente mediante un ejemplo. Sea el caso de un productor de alguna materia prima sujeta a precios volátiles y de un industrial que requiere esa misma materia prima como insumo. En términos generales, ambos están interesados en tener flujos de caja más fiables y por lo tanto

6.15

pueden contratar un intercambio de tal materia prima a un precio fijo, ya sea directamente o a través de un mercado de futuros. El productor cede la posibilidad de obtener mayores ganancias si los precios de las materias primas suben en un futuro a causa de la volatilidad, a cambio de la certeza de no tener que asumir pérdidas si los precios bajaran. Lo mismo le ocurre al industrial que requiere esa misma materia prima como insumo.

– La cultura del riesgo en las organizaciones empresariales En los últimos años, la preocupación empresarial ha evolucionado en el ámbito de la gestión de riesgos a los que están expuestos. Prácticamente todos los informes anuales de empresas cotizadas en bolsas de valores incluyen secciones extensas sobre los riesgos que han identificado, las actuaciones que han adoptado para asumirlos y los instrumentos utilizados para su gestión. Los principios tradicionales son, por tanto, muy simples: Identificación de riesgos; preparación para asumir cada uno de ellos individualmente, y prever la posibilidad de que algunos de ellos ocurran simultáneamente; vigilancia continua de sus niveles; tomar medidas inmediatas cuando suceda algún imprevisto.

Los apartados que siguen tienen el objetivo de ayudar a los agentes que intervienen en los proyectos del MDL, en la aplicación de estos principios fundamentales.

6.2.2. Riesgos asumidos por los participantes en un proyecto MDL Es importante hacer una descripción de los riesgos típicos que deben asumir los diferentes participantes de los proyectos MDL. Conviene, por tanto, distinguir entre los promotores, posibles entidades compradoras de las Reducciones Certificadas de Emisiones – como pueden ser los Fondos de Carbono u otros organismos –, e instituciones financieras que están orientando sus actuaciones hacia los proyectos MDL. • Riesgos para los promotores Los promotores son aquellos participantes dispuestos a dedicar capital riesgo para llevar a cabo proyectos MDL. Pueden ser empresas privadas, públicas, agencias gubernamentales, en países en vías de desarrollo, o entidades públicas o privadas de Partes Anexo I. Al hacer su inversión los promotores de un proyecto típico energético toman en cuenta diversos factores como son, entre otros, las previsiones de rentabilidad que resulten de la venta de energía producida, el ahorro de energía en el caso de proyectos de eficiencia energética, etc. Adicionalmente, en los proyectos MDL tomarán en cuenta los flujos de caja derivados de la monetización de RCE, lo cual es precisamente lo que diferencia a estos proyectos de los energéticos convencionales. La monetización prevista de las RCEs conlleva la necesidad de reconocer varios grupos de riesgos: − Los inherentes al Protocolo de Kioto y al MDL. Existe una serie de asuntos en relación al Protocolo de Kioto y al MDL con varios grados de riesgo, como son: 6.16

9 La incertidumbre existente sobre la oferta y la demanda de créditos de carbono, que hace que las estimaciones de precios tengan una alta aleatoriedad en estos momentos. 9 Los verdaderos costes de reducción de las emisiones de gases efecto invernadero en los Países Anexo I. Dichos costos forman un “techo” para los costes de los RCEs derivados de los proyectos MDL. 9 La complejidad administrativa e institucional del funcionamiento de la Junta Ejecutiva del MDL y de las autoridades locales, lo que dificulta enormemente la motivación para la ejecución de estos proyectos. 9 Los costos de implantación de los criterios de desarrollo sostenible del País anfitrión. 9 Las perspectivas sobre los años posteriores al primer período de compromiso del Protocolo de Kioto.

Algunas de estas incertidumbres se están disipando con el paso del tiempo. Entretanto es recomendable tomar las siguientes medidas: establecer contactos, relaciones de trabajo y acuerdos con Fondos u otras entidades dedicadas a financiar o apoyar los estudios previos, adoptar las bases de referencia o líneas base aprobadas, en todo caso, conservadoras y preparar planes de vigilancia bien definidas para la posterior verificación de emisiones. − Reducciones de emisiones menores de lo previsto o retrasos en los tiempos planificados Estas incertidumbres se pueden clasificar como un riesgo tecnológico el cual, como ya se ha dicho, puede mitigarse mediante el uso de metodologías aprobadas, y la adopción de bases de referencia conservadoras. En términos generales y tratándose de promotores locales, la incertidumbre en la monetización de las RCEs implica concretar acuerdos con posibles compradores de créditos de carbono y plasmarlos adecuadamente en contratos de Compra – Venta. Lo esperado es que dichos contratos especifiquen, entre otras cosas, los volúmenes y la calendarización de precios y entregas de las RCEs. Es de esperar que si el acuerdo implica una transferencia de riesgos de los promotores a los compradores de carbono, se refleje en menores precios de las tCO2e transferidas. Cuando los promotores y compradores de carbono pacten acuerdos de entrega de RCE en cantidades y calendarios fijos y los promotores no puedan cumplir con las cantidades pactadas o con los plazos, éstos estarían incumpliendo contratos, y por lo tanto expuestos a sanciones económicas. Una forma de mitigar los riesgos de dichas sanciones, es que el promotor no se comprometa a entregar la totalidad de las RCEs previstos en el proyecto (por ejemplo, se compromete a entregar el 80% de las RCEs esperadas). Otra manera de mitigar el riesgo de penalidades puede ser integrar la modalidad de entregas de RCE en períodos multianuales. Por ejemplo, en vez de que el promotor se comprometa a entregar 100,000 toneladas anuales durante 10 años, podría comprometerse a entregar no menos de 300,000 toneladas en cada período de tres años, para un total acumulado de un millón de toneladas en 10 años. Es de esperar que esta flexibilización se reflejará en precios menores de los certificados.

6.17

− Precios de las RCEs menores a las estimadas Este es un riesgo típico de mercado. En el caso de un promotor local de un País no Anexo I, el instrumento clásico para disminuir este riesgo consiste en prever, desde el principio, la venta de RCE a Fondos específicos o a entidades compradoras a precios fijos, estableciéndolo contractualmente por anticipado. Bajo este esquema, el promotor sacrifica el impacto positivo de precios de mercado de RCE más altos a los previstos, pero a cambio queda cubierto ante precios a la baja. Los riesgos para el caso de que el promotor sea una empresa de algún País Anexo I, interesado en la compra de RCE para poder cumplir con los límites en su propio país, son más parecidos a los asumidos por los posibles compradores de RCE y que se expone en el siguiente apartado. • Riesgos para posibles entidades compradoras de las RCEs Las entidades que van a adquirir las RCEs generados en un proyecto MDL, entendiéndose los Fondos de Carbono (§ 7.3) y otras instituciones interesadas, van a soportar una serie de riesgos que pueden mitigarse de las siguientes formas: 9 Participando en la compra de RCE derivados de proyectos sólidos, con tecnología probada, que cumplan ampliamente con los criterios de desarrollo sostenible y que aporten claros beneficios ambientales y sociales en el ámbito local. 9 Asegurarse de que el promotor pueda cumplir con las cantidades de RCE pactadas en los plazos previstos. En caso contrario, establecer sanciones al promotor que sean suficientes para compensar el efecto negativo de obtener menores certificados de los previstos. 9 Exigiendo y verificando que el promotor pacte la venta de solo una parte de las RCEs esperados, manteniendo la diferencia en reserva. 9 Diversificando la compra de RCE a distintos promotores, diversificación que puede extenderse al ámbito regional de actuación o a las tecnologías utilizadas en los proyectos MDL participados. 9 Una forma adicional de mitigar el riesgo es también mediante la adquisición de opciones de compra de las RCEs, con las cuales a cambio del pago de una prima, adquiriría el derecho, pero no la obligación, de comprar RCE a un precio preestablecido dentro de un período de tiempo dado. • Riesgos para las entidades que financian un proyecto MDL A medida que vaya madurando y flexibilizándose la ejecución de los proyectos MDL, las instituciones financieras podrían conceder préstamos a promotores de proyectos MDL en base al valor de los contratos de venta de RCE, de la misma manera que la banca financia actualmente instalaciones de generación sobre la base de contratos de compra de energía. Como se expone en la sección siguiente, una de las modalidades para que los promotores consigan financiación para proyectos MDL, es convertir los compromisos de pago de las entidades compradoras de las RCEs en garantías para obtener dicha financiación. 6.18

Bajo esta modalidad, los riesgos de las instituciones financieras son riesgos de desempeño del proyecto MDL, en el peor de los casos, y riesgos de mercado, ya que las garantías pueden tener un valor menor a lo previsto. El riesgo de desempeño se puede mitigar mediante garantías sobre los bienes inmuebles del proyecto. El riesgo de mercado puede cubrirse mediante la compra de opciones de venta de RCE, que en este caso a cambio de una prima adquirirían el derecho, pero no la obligación, de vender y cobrar las RCEs a un precio preestablecido dentro de un período de tiempo dado. Puede esperarse que las instituciones financieras, a diferencia de los promotores, estén mejor posicionadas para afrontar desembolsos iniciales por concepto de primas para comprar opciones de venta de RCE, una vez que tales instrumentos puedan negociarse en un mercado más fluido.

6.3. Financiación de los Proyectos MDL Es razonable esperar que los proyectos MDL energéticos compartan con los proyectos típicos de oferta de energía y de eficiencia energética la característica de requerir inversiones importantes, y que los beneficios se generen a lo largo de periodos de tiempo relativamente largos. Por eso es necesario considerar opciones de financiación que prevean una amortización a largo plazo de las inversiones. En esta sección se clasifican los distintos agentes y modelos de financiación de los proyectos MDL, haciendo énfasis en las ventajas y desventajas de los mismos. Después se incluye información sobre las instituciones financieras y fondos especializados u orientados a favorecer proyectos MDL. Este apartado termina con algunas conclusiones y recomendaciones específicas en el ámbito de la planificación.

6.3.1. Agentes y Modelos de Financiación El aspecto que distingue a los proyectos MDL de los tradicionales de generación de energía o de eficiencia energética, es que con los primeros se materializan dos corrientes bien diferenciadas de ingresos: los derivados de la venta de productos convencionales o de ahorros de energía, y los derivados de la monetización de las RCEs. Este último aspecto es el que permite diferenciar a los distintos agentes que pueden tener interés en invertir en proyectos MDL. En primer lugar, los agentes financieros pueden ser promotores locales que emprenden proyectos MDL con el propósito explícito de generar y exportar RCE, como es el caso de Costa Rica que ya lo inició en 1997. Ya sean empresas locales o agencias gubernamentales, éstas aportan capital riesgo que complementan generalmente con deuda interna o externa para poner el proyecto en operación. En segundo lugar, las empresas de Países Anexo I que requieren créditos de carbono, pudiendo pactar con promotores locales su participación en proyectos MDL, ya sea aportando capital riesgo, o concediendo préstamos al proyecto o ayudas de tipo tecnológico, a cambio de recibir las RCEs generados por el proyecto.

6.19

En tercer lugar, los agentes pueden ser empresas u organismos externos – socios financieros – para las cuales los proyectos MDL constituyen una oportunidad de inversión por el rendimiento que puedan tener estos proyectos. En la práctica se espera que surjan asociaciones entre participantes locales y empresas de Países Anexo I, o entre agentes financieros locales e instituciones exteriores que ven en los proyectos MDL una oportunidad de inversión. Los modelos financieros específicos(5) pueden ser: − Financiación por promotores locales. − Financiación por compradores de las RCEs. − Project finance (socios financieros). A continuación se describen las ventajas y desventajas más relevantes de cada uno de estos modelos. • Financiación por promotores locales Las principales ventajas para los participantes locales que actúan como promotores, que tienen el interés explícito de generar y exportar RCE, son: 9 Los promotores locales mantienen el control sobre los activos instalados y sobre su operación. 9 Como los costos reales de generación de las RCEs no está disponible para sus compradores, los promotores locales pueden maximizar mejor los márgenes de beneficio del proyecto. 9 Si se trata de agencias gubernamentales, es de esperar que se logren más fácilmente los objetivos del proyecto en la congruencia con el desarrollo social y regional del País anfitrión. Entre las desventajas más notables pueden señalarse: 9 Los promotores locales asumen los riesgos de las desviaciones de flujos de caja por un posible fracaso del proyecto. 9 Los promotores locales asumen los costes de monetizar las RCEs y los riesgos de sus variaciones de precios. (Ver § 6.2 sobre riesgos). 9 Los costes de desarrollo del proyecto y expedición de las RCEs recaen sobre los promotores, por lo que necesitan financiación desde el primer momento. • Financiación por entidades compradoras de las RCEs Es de esperar que los participantes de Países Anexo I compren RCE bajo este modelo, quedando establecido por acuerdos contractuales que les garanticen la transferencia de RCE a precios competitivos, informando adecuadamente el promotor local a estas empresas sobre los costos reales de generación de las RCEs.

(5)

ONUDI (2000) – Ver Bibliografía

6.20

Las ventajas de este modelo de financiación desde el punto de vista de los promotores locales, – que son desventajas para las empresas compradoras de RCE –, son fundamentalmente las siguientes: 9 Todos (o la mayor parte) de los costes de ejecución del proyecto MDL son asumidos por las entidades compradoras. 9 Los riesgos financieros del proyecto son asumidos prácticamente por las empresas compradoras. 9 Los costes de validación y certificación de las RCEs se reflejan en el precio pactado. Las desventajas desde la perspectiva de los promotores locales, serían éstas: 9 Puede haber una fuerte competencia entre promotores locales potenciales, lo que supondría gastos previos substanciales para ser consideradas sus propuestas por las empresas compradoras. 9 Puede resultar una pérdida de flexibilidad en la operación de los activos involucrados. 9 El promotor puede enfrentarse a penalidades en caso de no alcanzar la generación de las RCEs en tiempo y en monto. (Ver § 6.2 de riesgos). 9 El promotor sacrifica en parte las posibilidades de participación en las transacciones futuras de las RCEs, y en el beneficio que pudiera representar un aumento no previsto de sus precios. (Ver § 6.2 de riesgos). • Project finance (socios financieros) Las ventajas de este modelo de financiación para los participantes locales que también actúan como promotores pueden resumirse así: 9 Los promotores locales mantienen en términos generales el control operativo del proyecto. 9 Los socios financieros pueden aportar experiencias, ya sea tecnológica relacionada con eficiencia energética o de abastecimiento de energía, ya sea de cultura administrativa o de esquemas complementarios de financiación. Entre las desventajas que tienen los promotores locales podrían señalarse: 9 La posibilidad de que los socios financieros decidan retirar su inversión por no alcanzarse los rendimientos esperados. 9 Requiere gastos iniciales significativos para establecer los acuerdos contractuales, entre los cuales deben considerarse las eventualidades y condiciones de salida de los socios financieros. Por todas las consideraciones anteriores, este modelo de financiación es poco aplicable a proyectos pequeños.

6.21

6.3.2

Instituciones Financieras y Fondos de Interés para el desarrollo de Proyectos MDL y otras actividades relacionadas con el Cambio Climático

Además de los Fondos de Carbono orientados a financiar proyectos generadores de RCE y que se presentan en el § 7.3, existen otras instituciones, fondos y programas de financiación que se aplican también al desarrollo de este tipo de proyectos. Su adecuación se basa en varios factores, como son el tipo de tecnología transferida, los países de acogida y de inversión, objetivos y tamaño del proyecto, etc. A continuación se enumeran los grupos financieros de este tipo más importantes para los proyectos MDL, así como algunas de sus características más importantes, con especial atención a las entidades con mayor actuación en el área Latinoamericana. • Grupo del Banco Interamericano de Desarrollo (Grupo BID) El Grupo del Banco Interamericano de Desarrollo(6) es la principal fuente de financiamiento multilateral para proyectos de desarrollo económico, social e institucional en América Latina y el Caribe, y ocupa un papel de liderazgo en el proceso de la integración regional. Las operaciones del Grupo BID incluyen préstamos para inversión publica y privada, desarrolla programas de empresariado social, préstamos de emergencia, financiación para el desarrollo de proyectos sociales, concede donaciones a las empresas pequeñas, etc. El Banco proporciona además garantías para préstamos privados que ayudan a los países prestatarios a tener acceso a los mercados internacionales de capital. El Grupo BID tiene su sede en Washington, D.C., e incluye las tres instituciones que se exponen a continuación:

¾ El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) El Banco Interamericano de Desarrollo contribuye al desarrollo socioeconómico de América Latina y el Caribe a través de sus operaciones de préstamo, liderazgo de iniciativas regionales, actividades de investigación y difusión del conocimiento, instituciones y programas. Esta entidad proporciona también asistencia técnica y financiación para incentivar el crecimiento económico sostenible, reforzar la competitividad, promover la equidad social y combatir la pobreza, modernizar el Estado, y fomentar el libre comercio y la integración regional. Desde su creación en 1959 hasta finales de 2002, el BID ha aprobado más de 118000 millones US$ en préstamos para financiar proyectos que alcanzaron una inversión total de 282000 millones US$. Ha concedido, además, 1900 millones US$ en donaciones y financiación concesional para programas de cooperación técnica. Las entidades que pueden recibir préstamos del banco son los Gobiernos nacionales, provinciales y municipales, instituciones públicas autónomas, organizaciones de tipo social y empresas privadas. La gran mayoría de los préstamos provenientes del capital ordinario se realizan en dólares estadounidenses. Los períodos de amortización de los préstamos al sector público – (6)

Banco Interamericano de Desarrollo (2004 a) – Ver Bibliografía

6.22

excepto los préstamos de emergencia con recursos provenientes del capital ordinario varían entre 15 y 25 años. Las tasas de interés, cuya actualización se realiza periódicamente acorde a las condiciones de los préstamos, reflejan los costes en que incurre el BID al adquirir fondos en préstamo, más los cargos y el margen crediticio. El capital ordinario también se utiliza para financiar préstamos al sector privado. Los períodos de vencimiento de estos préstamos varían entre 8 y 15 años, y pueden ser a tasa fija o variable, dependiente de las condiciones de mercado.

¾ La Corporación Interamericana de Inversiones (CII) La Corporación Interamericana de Inversiones es una organización financiera multilateral del BID que promueve el desarrollo económico a través de la financiación de proyectos ejecutados por la pequeña y mediana empresa. La concesión de los préstamos depende de la solidez y de las posibilidades de éxito del proyecto. Durante el proceso de evaluación previa, la CII asesora a los clientes respecto del diseño y la ingeniería financiera del proyecto, y les ayuda a estructurar su plan financiero.

¾ El Fondo Multilateral de Inversiones (FOMIN) El Fondo Multilateral de Inversiones es un fondo autónomo administrado por el BID, que promueve el desarrollo del sector privado, principalmente en el área de la empresa pequeña. • Corporación Andina de Fomento (CAF) La Corporación Andina de Fomento(7) es una institución financiera multilateral que apoya el desarrollo sostenible de los países accionistas y su integración regional. Atiende a los sectores público y privado, suministrando productos y servicios financieros múltiples a una amplia cartera de clientes, constituida por los Gobiernos de los Estados accionistas, instituciones financieras y empresas públicas y privadas. En su política de gestión integra las variables sociales y ambientales, e incluye en sus operaciones criterios de ecoeficiencia y sostenibilidad. Los países accionistas de la CAF son: Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica, Ecuador, España, Jamaica, México, Panamá, Paraguay, Perú, Trinidad y Tobago, Uruguay y Venezuela El apoyo financiero que puede obtenerse de la CAF tiene diversas modalidades: 9 La concesión de préstamos a corto (hasta 1 año), medio (de 1 a 5 años) y largo plazo (más de 5 años) constituyen la principal modalidad operativa de la CAF, y pueden aplicarse a todas las etapas de ejecución de proyectos. 9 CAF puede también participar en la financiación de proyectos estructurados bajo esquemas de garantías limitadas. Esta modalidad se utiliza principalmente para financiar proyectos de tipo BOT (build, operate and transfer) y BOO (build, operate and own) vinculados al sector de infraestructuras, generalmente procedentes de contratos de concesión otorgados por los Gobiernos, o destinados a financiar proyectos de minería y explotación de petróleo y gas. 9 De igual forma, CAF cofinancia operaciones con otros organismos multilaterales como el Banco Interamericano de Desarrollo, el Banco Mundial, la Corporación Interamericana de (7)

Corporación Andina de Fomento (2004) – Ver Bibliografía

6.23

Inversiones y la Corporación Financiera Internacional y con la banca privada local e internacional. También CAF puede llevar a cabo participaciones accionariales realizando inversiones de capital, para apoyar el desarrollo y el crecimiento de empresas en los países accionistas y sus participaciones en los mercados de valores. Su finalidad es servir de agente catalizador en la atracción de recursos a la región Entre los criterios básicos que la CAF considera al decidir una participación accionarial se encuentran: la movilización de recursos externos lograda como resultado de esa inversión, el impacto para el desarrollo de la región, el carácter estratégico de la misma, la presencia de la CAF en la toma de decisiones de la institución en la cual se invierte, los mecanismos de salida y la rentabilidad. También debe resaltarse que la CAF estableció, en mayo de 1999, el Programa Latinoamericano del Carbono (PLAC) con el propósito de apoyar la participación de sus clientes y países miembros en el emergente mercado del carbono. Esta iniciativa de la Corporación tiene como misión incrementar la competitividad y sostenibilidad de los países Latinoamericanos y del Caribe, mediante la promoción y fortalecimiento de oportunidades en el mercado de reducciones de emisiones de gases efecto invernadero. Sus objetivos son: 9 Promover el desarrollo del mercado de reducciones de emisiones de gases efecto invernadero (GEI) mediante la participación del sector público, privado y financiero. 9 Identificar y desarrollar oportunidades en proyectos de energías renovables, alternativas y eficiencia energética estimulando el desarrollo sostenible. 9 Atender en forma flexible las necesidades de los demandantes y oferentes de proyectos de reducciones de GEI, mediante diferentes soluciones de desarrollo y venta de proyectos. 9 Convertir experiencia y fortalezas CAF en ventajas competitivas para sus clientes, en el tema de financiación y manejo de riesgos. 9 Fortalecer instituciones y mecanismos nacionales de países miembros estimulando y consolidando las oportunidades del mercado de reducciones de emisiones de GEI. En el año 2002 se estableció el primer acuerdo de intermediación en mercado de carbono con una institución multilateral regional, el CAF – Netherlands CDM Facility a través del cual se procedió a la identificación y desarrollo de proyectos MDL generando hasta 10 Millones de toneladas de CO2e para el Gobierno de los Países Bajos. Bajo este acuerdo se pagan la mayoría de los costos de desarrollar el ciclo MDL, especialmente los pasos más riesgosos. no se hacen descuentos de los gastos realizados en desarrollo del ciclo MDL y el precio que se pacta al comprador es neto. La CAF también se ha orientado a Actividades de Fortalecimiento Institucional, como ayudar a los objetivos de las Autoridades Nacionales Designadas y Oficinas de Promoción del MDL en el área Latinoamérica y el Caribe. Por lo que respecta a actividades de Proyecto el PLAC colabora a identificar y desarrollar proyectos MDL de calidad en América Latina y el Caribe desde la originación hasta el acuerdo de venta de RCE aplicando un enfoque integral, que añade valor a los proyectos a través de servicios de asesoría en proyectos de GEI y servicios de intermediación, 6.24

financiación deuda – capital, fondos para desarrollar capacidades técnicas, según las necesidades del proyecto, expectativas, requerimientos y resultados de la evaluación. A la fecha se tienen 12 proyectos en cartera con comprador de aproximadamente 8 millones de toneladas de CO2e, y otros proyectos en evaluación con aproximadamente 16 millones de toneladas de CO2e, con clasificación A. Finalmente, la CAF se ha propuesto constituir dos nuevos fondos de compra de RCE a corto plazo. • Otras Instituciones Financieras

¾

Fondos Hemisféricos de Energía y Transporte Sostenibles (FHET)

Los Fondos Hemisféricos de Energía y Transporte Sostenibles (FHET)(8), pertenecen a una familia de fondos fiduciarios no atados administrados por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID). Estos fondos están destinados a apoyar la preparación de proyectos de energía sostenible y transporte urbano en América Latina y el Caribe (ALC). Los fondos FHET actúan como una “familia de fondos” en la cual cada donante puede establecer un nuevo fondo fiduciario con este propósito o asignar un componente de un fondo fiduciario ya existente dentro del BID. La clase de proyectos que los FHET pueden financiar corresponde a las siguientes áreas de trabajo: 9 Eficiencia energética (especialmente en el uso final de la energía) 9 Aplicaciones de energía renovable no convencional (eólica, solar fotovoltaica, biomasa) 9 Transporte urbano limpio y eficiente (combustibles menos contaminantes, modos eficientes de viaje y de uso del suelo, vehículos eficientes) Las instituciones que pueden recibir asistencia financiera de estos fondos FHET, son: 9 Gobiernos nacionales. 9 Entidades públicas en general, Organizaciones No Gubernamentales (ONG) y entidades del sector privado autorizadas legalmente para obtener prestamos y recibir asistencia técnica. 9 Organizaciones regionales y subregionales, compuestas por países miembros que sean beneficiarios de las operaciones del Banco. Los fondos FHET están preparados en la actualidad para recibir propuestas, habiéndose recibido una contribución de 1.25 millones US$ del Departamento de Energía de los Estados Unidos para dar comienzo a la recepción de fondos. En este momento se están realizando campañas encaminadas a la consecución de más dinero de otros gobiernos donantes.

¾

ESCO Fund (Fondo de Energía Limpia y Eficiencia Energética en ALCA)

El objetivo del Fondo de Energía Limpia y Eficiencia Energética(9) es realizar inversiones de capital en pequeñas empresas innovadoras que ofrecen servicios de energía a terceros. Este fondo también busca invertir en proyectos de generación de energía con tecnologías renovables y en eficiencia energética. Esta entidad está gestionada por Clean Energy Group, que es una filial de FondElec Group, Inc. que opera en Ecuador y México. (8) (9)

Banco Interamericano de Desarrollo (2004 b) – Ver Bibliografía Banco Interamericano de Desarrollo (2002 c) – Ver Bibliografía

6.25

¾

Fortalecimiento de la Capacidad para el Desarrollo de Energías Renovables en América Central (FOCER)

El Fortalecimiento de la Capacidad para el Desarrollo de Energías Renovables en América Central energías renovables promueve el uso de cualquier fuente de energía renovable como son la hidráulica, solar, eólica, biomasa y geotérmica, ofreciendo asistencia técnica, apoyo material y financiero para proyectos a pequeña escala. La financiación de empresas de energía renovable en Centroamérica se hace a través del Fondo de Energías Renovables para América Central (FENERCA) y cuenta con el apoyo del Fondo para el Medio Ambiente Mundial (FMAM). Es un programa patrocinado por la Agencia para el Desarrollo Internacional de los Estados Unidos (USAID), que busca incrementar el uso de las energías renovables en cinco países de la región centroamericana (El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua y Panamá). El programa FENERCA se inició en abril del año 2000 y lleva a cabo actividades de información y capacitación dirigidas a diferentes sectores económicos, encontrándose actualmente en la tercera fase de su desarrollo (abril, 2003 - marzo, 2004). FENERCA ofrece también asistencia en la estructuración de empresas de energía renovable e incluso inversión directa en forma de préstamos. Adicionalmente, FENERCA desarrolla sistemas que permitan formular soluciones y alternativas para la eliminación de barreras, ya sean políticas, legales o financieras, en la ejecución de proyectos de energía renovable. „

Fondos en Fideicomiso para apoyar el PNUD

Los Fondos en Fideicomiso para apoyar los objetivos del PNUD, están utilizando un nuevo medio, que son los Fondos Fiduciarios Temáticos, (FFT), por los cuales los donantes aportan contribuciones adicionales a los trabajos en las esferas de actuación del PNUD. Hay un Fondo Fiduciario Temático sobre Energía para el Desarrollo Sostenible, que es una modalidad de cofinanciación nueva y más flexible, diseñada concretamente para mejorar el apoyo del PNUD. El FFT se ha diseñado de modo que las propuestas se aprueben ágilmente y que los fondos se desembolsen expeditivamente en el plano nacional. La meta de financiación del FFT sobre Energía para el Desarrollo Sostenible es de 60 millones de US$ durante un trienio, o aproximadamente 20 millones de US$ por año, con las siguientes líneas de actuación: 9 9 9 9

Marcos normativos nacionales Suministro de energía rural Tecnologías energéticas no contaminantes Nuevos mecanismos de financiación

Es imprescindible que los proyectos mejoren, desde la óptica ambiental, las tecnologías energéticas del país en desarrollo.

6.26

¾

Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE)

El Banco Centroamericano de Integración Económica apoya la producción, transmisión, distribución y uso racional de energía en el sector público y privado de los países Centroamericanos, proporcionando apoyo financiero y técnico para los siguientes campos: 9 9 9 9

Generación: hidroeléctrica, geotérmica, eólica, termoeléctrica y cogeneración eléctrica. Transmisión: interconexión eléctrica y redes. Distribución: urbana y rural. Eficiencia y uso racional de la energía.

Las condiciones de financiación para proyectos de tecnologías limpias son las siguientes(11): 9 9 9 9

¾

Plazo: Hasta diez años, incluidos tres años de gracia. Proyectos financiados en moneda local: el plazo no excederá los cinco años. Moneda de los préstamos: US dólares o moneda local. Tasas de interés: revisables trimestralmente.

Banco Europeo de Inversiones (BEI)

El Banco Europeo de Inversiones(12) es una institución independiente dentro de la estructura de la UE, establecida para financiar proyectos que promuevan el desarrollo equilibrado de la UE. El Banco financia proyectos en los sectores público y privado de infraestructuras, industrias, agricultura, minería y servicios. Respecto al cambio climático las líneas de actuación son las siguientes: 9 Fondos para préstamos de riesgo compartido dedicado a temas relacionados con el cambio climático. 9 Prestamos para proyectos I+D con el objetivo de disminuir o mitigar las emisiones de gases de efecto invernadero.

6.3.3. Conclusiones Las secciones anteriores describen las numerosas opciones de financiación de proyectos MDL, sobre todo en el ámbito Latinoamericano. Se desprende que hay un buen número de posibilidades para atraer capital de riesgo, por ejemplo de las empresas de países pertenecientes al Anexo I, habiendo para cada modelo de financiación ventajas y desventajas para los promotores locales. También existen muchas alternativas para obtener préstamos de organismos financieros multinacionales y especializados en las áreas energéticas y medio ambientales. Por otro lado, la información sobre instituciones y fondos especializados conocidos hasta diciembre de 2004 refleja un buen número de posibilidades de apoyo, no descartándose el que se formen nuevos fondos, por lo que será importante hacer un esfuerzo de todos los interesados a los proyectos MDL para hacer un seguimiento continuo en el ámbito de la financiación.

(11) (12)

Banco Centroamericano de Integración Económica (2004) – Ver Bibliografía Banco Europeo de Inversiones (2004) – Ver Bibliografía

6.27

Capítulo 8: Forestación y Reforestación. Sumideros de Carbono En el marco del Protocolo de Kioto, uno de los aspectos más controvertidos es sin ninguna duda el relativo al papel de los sumideros de carbono y más específicamente en el tema que centra la Guía, es decir, los sumideros en el contexto del Mecanismo de Desarrollo Limpio. Este capítulo incluye, por tanto, las descripciones, requisitos y principales reglas y peculiaridades de este tipo de proyectos en el MDL. Se entiende por sumidero todo proceso o mecanismo que hace desaparecer de la atmósfera un gas de efecto invernadero. En el marco del Protocolo de Kioto se refiere a la eliminación de carbono de la atmósfera inducida por ciertas actividades en el sector de uso de la tierra, cambio de uso del suelo y silvicultura. Los ecosistemas forestales pueden absorber cantidades significativas de bióxido de carbono (CO2). Como producto de este hecho, en las últimas décadas ha surgido un interés considerable por aumentar el contenido de carbono en la vegetación terrestre mediante la conservación forestal, la forestación, la reforestación, la agroforestería y otros métodos de uso del suelo. Como es sabido, el ciclo de carbono en la vegetación se inicia con la fijación del CO2 por medio de los procesos de fotosíntesis, que realizan las plantas y ciertos microorganismos. En este proceso, catalizado por la energía solar, el CO2 y el agua reaccionan para formar carbohidratos y liberar oxígeno a la atmósfera. Parte de los carbohidratos se consumen directamente para suministrar energía a la planta, y el CO2 liberado como producto de este proceso lo hace a través de las hojas, ramas, fuste o raíces. Otra parte de los carbohidratos son consumidos por los animales, que también respiran y liberan CO2. Las plantas y los animales mueren y son finalmente descompuestos por macro y micro-organismos, lo que da como resultado que el carbono de sus tejidos se oxide en CO2 y regrese a la atmósfera (de Jong et al., 2004).

8.1

Gráfico 8.1. – Ciclo Global del Carbono en la Tierra GtC

Fuente: Aukland et al. 2002

El Gráfico 8.1 ilustra el ciclo global del carbono. Los recuadros muestran las existencias de carbono acumulados en distintas partes de la tierra y de la atmósfera. Las flechas indican los flujos anuales de carbono entre los principales componentes. Los mayores flujos de carbono ocurren de manera natural entre océanos, bosques y atmósfera. Según este gráfico, las emisiones producidas en la combustión de energías fósiles y la producción de cemento alteran significativamente el balance natural y aumentan el nivel de CO2 de la atmósfera, modificando la estabilidad climática. Las actividades antropogénicas han causado un gran impacto sobre los suelos y los bosques, dado que aproximadamente el 25% del total de las emisiones de CO2 son causadas por la deforestación, principalmente en países tropicales. Sin embargo, la plantación de árboles o la regeneración de ecosistemas boscosos capturan el CO2 atmosférico a medida que la vegetación crece, en un proceso llamado “captura o fijación de carbono”. El uso de los suelos también es clave, ya que el contenido de carbono en éstos es mayor que el contenido en la atmósfera. De allí que diferentes actividades del uso del suelo, tendrán distinto impacto en el balance de carbono: algunas pueden resultar en emisiones netas y otras en fijación o captura (Aukland et al., 2002). La producción neta de la biosfera, calculada como la diferencia entre los procesos de absorción (fotosíntesis) y las pérdidas (respiración, descomposición…), se calcula en aproximadamente 2 Gt CO2/año. El Protocolo de Kioto tiene el objetivo de reducir las emisiones netas de carbono en unas 0,3 Gt por debajo de los niveles de 1990 en los países industrializados. En este contexto los sumideros se consideran en dos ámbitos distintos: en primer lugar, la cantidad de carbono fijada en sumideros participa en el balance que conduce al cómputo total de emisiones de 8.2

GEI de cada país (bien restando o bien sumando); en segundo lugar, determinadas actividades relacionadas con la creación antropogénica de sumideros se admiten como proyectos de reducción de emisiones y, por tanto, en la generación de RCEs en el marco del Mecanismo de Desarrollo Limpio del Protocolo de Kioto, y de URE en el marco del Mecanismo de Aplicación Conjunta.

8.1. Los sumideros de carbono en el cómputo de emisiones netas de las Partes El artículo 3.3 del Protocolo de Kioto fija la participación del efecto sumidero en la contabilización de emisiones de los países signatarios: “Las variaciones netas de las emisiones por las fuentes y la absorción por los sumideros de gases de efecto invernadero que se deban a la actividad humana directamente relacionada con el cambio de uso de la tierra y la silvicultura, limitada a la forestación, reforestación y deforestación desde 1990, calculadas como variaciones verificables del carbono almacenado en cada periodo de compromiso, serán utilizadas a los efectos de cumplir los compromisos de cada Parte incluida en el Anexo I dimanantes del presente artículo…..” Además de las actividades mencionadas, en el artículo 3.3, para las Partes incluidas en el Anexo I, se admiten las denominadas actividades humanas adicionales, reguladas por el artículo 3.4, relacionadas con las variaciones de las emisiones por las fuentes y la absorción por los sumideros de gases de efecto invernadero en las categorías de suelos agrícolas y de cambio de uso de la tierra y silvicultura La forma en que se contabilizan y se tienen en cuenta las absorciones de carbono de cara al cumplimiento de los compromisos de las Partes se rige por determinadas reglas, que exceden el ámbito de esta Guía.

8.2. Los sumideros de carbono en el Mecanismo de Desarrollo Limpio 8.2.1

Aspectos generales

El papel de los sumideros de carbono en el MDL ha sido, y sigue siendo, un tema muy controvertido por las peculiaridades que presenta y por la complejidad técnica que conlleva derivada de no pocos aspectos, como por ejemplo la permanencia de las absorciones de CO2 por parte de las masas forestales. El Mecanismo para un Desarrollo Limpio, regulado como es sabido a través del artículo 12 del Protocolo de Kioto, no contempla los sumideros de carbono como actividades de proyecto, es decir, no hace ninguna referencia explícita a ellos. Así, los sumideros se incluyeron posteriormente en el Acuerdo Político de Bonn (COP 6 bis, Bonn, julio 2001) que se desarrolló más en detalle en los Acuerdos de Marrakech (COP 7). En la COP8 las partes intercambiaron puntos de vista respecto a las modalidades para incluir actividades de forestación y reforestación en el MDL, (A&R), y como resultado de todo ello se definieron algunos aspectos sobre la no-permanencia de parte de la absorción de carbono, es decir, de la reemisión a la atmósfera de unidades de carbono contabilizadas como absorbidas; ello podría plantear problemas si éstas hubieran sido ya utilizadas para cumplir los compromisos de las Partes del Protocolo de Kioto.

8.3

La normativa que rige los proyectos MDL de sumideros de carbono ha sido objeto de muchas negociaciones, habiéndose concluido en la novena Conferencia de las Partes (COP9, Milán, diciembre 2003). En esta conferencia se definieron las Modalidades y Procedimientos para los proyectos de actividades de forestación y reforestación en el MDL durante el primer período de compromiso del PK decidiéndose, como se explica más adelante, que los proyectos forestales podrían generar dos tipos de RCEs: temporales y a largo plazo. La Decisión 13/CP.9 tomada en esta conferencia divide al Sector de uso de suelo en seis categorías: • • • • • •

Bosques Cultivos Pastizales Humedales En asentamientos humanos Otras tierras

Posteriormente, en la 15ª reunión de la Junta Ejecutiva se definieron las directrices para instrumentar proyectos MDL con actividades de forestación y reforestación, elaborándose una guía para la preparación del documento de diseño del proyecto (DDP), y una propuesta de nuevas metodologías para la base de referencia y de vigilancia. El papel que jugarán los proyectos de uso del suelo y conservación de los bosques dentro del MDL, más allá del 2012, se decidirá como parte de las negociaciones para el segundo periodo de compromisos (2013-2017). Los Acuerdos de Marrakech establecen que las reducciones de emisiones consecuencia de actividades de uso de la tierra, cambio de uso de la misma y silvicultura se limitan, durante el primer periodo de compromiso, a proyectos de forestación y reforestación, y se rigen por una reglamentación distinta a la que regula el resto de actividades de reducción de emisiones dentro del mecanismo MDL, dadas las particularidades que presentan.

8.2.2

Definiciones: Forestación, Reforestación y Bosque

En las definiciones de estas actividades en el contexto del MDL no es fácil definir algunos aspectos como son, por ejemplo, los periodos de tiempo que aplican. Pueden resumirse así estas definiciones: • Forestación. Se entiende por forestación la conversión, por actividad humana directa, de tierras que carecieron de bosque durante al menos un periodo de 50 años en tierras forestales mediante plantación, siembra o fomento antrópico de semilleros naturales. • Reforestación. Se considera reforestación a la conversión, por actividad humana directa, de tierras no boscosas en boscosas, mediante la plantación, siembra o fomento antrópico de semilleros naturales; estas tierras estuvieron forestadas con anterioridad pero, actualmente, están deforestadas. En el primer período de compromiso del PK (2008 – 2012), las actividades de reforestación se limitan a terrenos carentes de bosque en 31 de diciembre de 1989. • Bosque. En este contexto se define el bosque como una superficie mínima de tierras, de entre 0,05 y 1,0 hectáreas, con una cubierta de copas (o una densidad de población equivalente) que excede del 10 al 30%, y con árboles que pueden alcanzar una altura 8.4

mínima de entre 2 y 5 metros a su madurez ”in situ”. Un bosque puede consistir en formaciones forestales densas, donde los árboles de diversas alturas y el sotobosque cubren una proporción considerable del terreno, o bien en una masa boscosa clara. Se consideran bosques también las masas forestales naturales y todas las plantaciones jóvenes que aún no han alcanzado una densidad de copas de entre el 10 y el 30%, o una altura de los árboles de entre 2 y 5 m. También se consideran las superficies que normalmente forman parte de la zona boscosa pero carecen temporalmente de población forestal como consecuencia de la intervención humana, - por ejemplo, de su explotación o de causas naturales, pero que se espera vuelvan a convertirse en bosque. La definición de bosque es flexible, y puede adaptarse a las características especiales de cada Parte del Protocolo de Kioto. Así, una Parte no Anexo I en donde vaya a realizarse un proyecto de forestación o reforestación en el marco del MDL, deberá seleccionar y comunicar a la Junta Ejecutiva, a través de su Autoridad Nacional Designada, el cumplimiento de los siguientes datos – umbral de la definición de bosque: − Cubierta de copas mínima entre 10 y 30% − Superficie mínima de tierras entre 0,05 y 1,0 hectáreas − Altura mínima de los árboles entre 2 y 5 metros

8.3. La complejidad de los sumideros de carbono en el MDL Los proyectos de forestación y reforestación en el MDL presentan numerosas incertidumbres asociadas principalmente con la permanencia del carbono capturado, la base de referencia o línea base, las fugas, y la adicionalidad. 8.3.1

Permanencia del carbono capturado

La captura de carbono en un bosque no es permanente y puede convertirse en emisiones causadas por imprevistos naturales o antropogénicos, como podrían ser los ataques de plagas y enfermedades y/o los incendios forestales. Esto marca una diferencia fundamental entre los proyectos de sumideros de carbono y el resto de proyectos, ya que como vemos, las unidades contabilizadas como absorbidas pueden ser reemitidas a la atmósfera en cualquier momento, lo que plantea serios problemas si los RCEs hubieran sido ya utilizados para cumplir compromisos de las Partes del Protocolo. Con el fin de solventar este problema, en la novena Conferencia de las Partes se acordó que los participantes en este tipo de proyectos deberán elegir un periodo de acreditación que cumpla con uno de los dos requisitos siguientes: • De 20 años como máximo, y podrá renovarse sólo dos veces (para hacer un total de 60 años) siempre que, en cada renovación, una Entidad Operacional Designada determine y notifique a la Junta Ejecutiva del MDL que la base de referencia inicial del proyecto sigue siendo válida, o ha sido actualizada a la luz de nuevos datos según corresponda: • Un período único de 30 años como máximo. Por otra parte, para tratar el problema de la no permanencia del carbono, durante la COP.9 se acordó también que los participantes de un proyecto de forestación y reforestación en el marco del MDL podrían seleccionar uno de los siguientes métodos:

8.5

• Generación de reducciones certificadas de emisiones temporales (RCEt’s). Estas unidades expiran al final del periodo de compromiso siguiente al de su creación. • Generación de reducciones certificadas de emisiones de larga duración (RCEl’s). Estas unidades expiran al final del periodo de acreditación fijo del proyecto, o de la última de las renovaciones de dicho periodo. Las RCEl’s deberán reemplazarse en el registro cuando el informe de certificación de la entidad operacional designada indique una reemisión del carbono absorbido a la atmósfera, o cuando el informe de certificación no haya sido proporcionado en el plazo previsto. Ninguna de las dos unidades, RCEt’s y RCEl’s, podrán utilizarse de cara al cumplimiento en los siguientes periodos de compromiso y, una vez que hayan expirado, no podrán ser transferidas ni utilizadas. En el ciclo de proyecto se establecen en las distintas fases, las metodologías que garantizan la adecuada vigilancia, validación y control de las absorciones en este tipo de proyectos, siendo este el control una variable fundamental en la validez de las RCEs. La creación de certificados temporales resuelve el problema de la no-permanencia, pero afecta de manera negativa la competitividad de los proyectos forestales, de tal manera que el valor de los RCEt’s de cinco años, difícilmente superará el 15% del valor de una RCE permanente. Por otro lado los RCEl’s serán competitivos si los precios se estabilizaran en el largo plazo. En un horizonte de 30 a 50 años, el valor de los RCEl’s se acercarán al de una RCE permanente.

8.3.2

Base de Referencia o Línea Base

Como ya se ha indicado automáticamente, la base de referencia (BR) o línea base (LB) representa las absorciones netas de carbono que hubieran ocurrido en el área del proyecto si éste no se hubiese realizado. Su cálculo, por las peculiaridades de este tipo de proyectos, es complicado. La base de referencia se calculará de tal manera que no puedan acreditarse emisiones que se hayan evitado mediante el cese de actividades anteriores al proyecto de uso de la tierra, y tampoco por aumento en la absorción de GEI por sumideros registrados fuera del ámbito del proyecto. La absorción neta de carbono, es decir, la diferencia entre la absorción del proyecto y la de la base de referencia, para un proyecto MDL de forestación o reforestación será establecida de acuerdo con los siguientes criterios: • Los participantes en el proyecto deben cumplir las disposiciones sobre el empleo de metodologías aprobadas y/o nuevas que se desarrollen para la base de referencia. • La elección de enfoques, hipótesis, metodologías, parámetros, fuentes de datos, factores esenciales y la adicionalidad deberán establecerse con transparencia y prudencia. Además deberán tener en cuenta las incertidumbres asociadas. • Deben incluirse los factores naturales específicos de cada lugar, y las reservas iniciales de carbono en el ámbito del proyecto en particular. • Los Métodos y Procedimientos simplificados (MP simplificados) para actividades de proyectos de aforestación y reforestación de pequeña escala, deben ser cumplidos. 8.6

• Se incluirán las políticas y circunstancias nacionales y/o sectoriales pertinentes, como las modalidades de uso de la tierra, las prácticas y las tendencias históricas; la situación económica en los sectores agrícola y silvícola; las tendencias a nivel sectorial y nacional; los programas forestales nacionales (y su grado de ejecución); las tradiciones culturales; y las condiciones socioeconómicas. Asimismo las MP simplificados durante el primer período de compromiso, establecen que los participantes en el proyecto deben seleccionar el que les parezca más apropiado entre los criterios que figuran a continuación, teniendo en cuenta cualquier orientación impartida por la Junta Ejecutiva del MDL, y justificando la conveniencia de su elección: • Las variaciones del carbono almacenado en los reservorios (dentro del ámbito del proyecto), efectivas en el momento pasado, según corresponda. • Las variaciones del carbono almacenado en los reservorios (dentro del ámbito del proyecto), debidas a una forma de uso de la tierra que represente una línea de acción económicamente atractiva, teniendo en cuenta los obstáculos a las inversiones. • Las variaciones del carbono almacenado en los reservorios (dentro del ámbito de un proyecto), resultantes de la modalidad más probable de uso de la tierra al inicio del proyecto. Existen también dos opciones para definir la metodología de la base de referencia: escoger una metodología previamente aprobada por la Junta Ejecutiva, o bien proponer una nueva a través de una Entidad Operacional Designada a la Junta Ejecutiva del MDL, para su consideración y eventual aprobación. Hasta mayo de 2005 se han presentado dos metodologías de base de referencia (Salgado, L. 2005.) que, aunque no fueron aceptadas por la JE, se presentan en los recuadros 8.1 y 8.2 que siguen a continuación. Se considera que estos ejemplos pueden ayudar al lector en la elección de la metodología más apropiada para su proyecto.

8.7

8.8

Recuadro nº 8.1 Ejemplo 1. Proyecto de reforestación y mantenimiento de plantaciones en ecosistemas dañados por el fuego Principales características del Proyecto “Mountain pine ridge reforestation project” Descripción general

- Reforestación, mantenimiento y protección de bosques naturales de pinus caribaee, en un ecosistema perturbado por el fuego - País de acogida: Belice Extensión Reducción total de emisiones

Supuestos de aplicabilidad del proyecto

Metodología aplicada

Observaciones del grupo de trabajo

• • • • • • • • • •

Datos generales 8.700 ha. 1. 848. 000 tCO2e en 30 años

• • • • • •

Áreas elegibles bajo el MDL Plantaciones establecidas y mantenidas en zonas afectadas por el fuego El ecosistema del área es de tipo sabana, deteriorada por fuego. Existe una baja demanda social por los suelos El área ha sido sometida a prácticas que destruyeron las fuentes semilleras La economía de plantaciones no se justifica sin la presencia de ingresos por la venta de RCEs El Carbono orgánico en el suelo preexistente es bajo y no se esperan cambios significativos en su contenido

• • • • • • • • • •

Definir el escenario de línea de base Estratificar y muestrear el área de proyecto. Determinar el máximo de acumulación de biomasa para cada estrato F en cada estrato T Desarrollar un modelo de frecuencia de fuego para cada estrato T Calcular la biomasa actual y la proyectada (ha/año) para cada estrato F Calcular el carbono total de biomasa de cada estrato T Calcular la emisiones de CH4 y NO2 producidas por la quema de biomasa en cada estrato T Calcular el balance de GEI para cada estratoT Calcular la emisiones antropogénicas bajo el escenario de manejo para cada periodo de tiempo. Cuantificar las fugas del proyecto y calcular el balance total de GEI para el escenario Condiciones de aplicabilidad: Elegibilidad y viabilidad económica insuficientemente explicadas. Impacto del fuego no es transparente. Establecer coherencia de fórmulas con Modalidades y Procedimientos aprobados. Definición de fugas y emisiones diferentes al CO2. La selección del enfoque para determinar el escenario de base es insuficiente. Vigilancia de la LB y como ésta influirá en la LB. Establecer una metodología para determinar la elegibilidad del área . Aplicación de herramienta de adicionalidad. Documentación de soporte. Selección de fuentes de información y datos.

8.9

Recuadro nº 8.2 Ejemplo 2. Proyecto de reforestación de pastizales utilizando especies nativas Principales características del Proyecto: “Reforestation project Using Native Species Around AES - Tiete Reservoirs” Descripción general

- Reforestación de pastos con 80 especies nativas alrededor de los embalses de 4 plantas hidroeléctricas - País de acogida: Brasil Extensión Reducción total de emisiones

Supuestos de aplicabilidad del proyecto

• • • • •

Metodología aplicada

• • • • • • • • • •

Observaciones del grupo de trabajo a:

• • • • • • •

Datos generales 4,188 ha. 5,287,550 tCO2e en 30 años

Areas elegibles bajo el MDL La economía de plantaciones no se justifica sin la presencia de ingresos por la venta de CERs El área del proyecto estará destinada a la conservación / preservación. El proyecto promoverá el establecimiento de vías para la biodiversidad. La reforestación se realiza utilizando una amplia variedad de especies nativas. Análisis del cambio de uso de la tierra en la región. Definir el escenario de la base de referencia. Estratificación y muestreo del área del proyecto. Determinar el máximo de acumulación de biomasa para cada estrato F en cada estrato T. Calcular la biomasa actual y la proyectada (ha/año) para cada estrato F. Calcular el carbono total de biomasa de cada estrato T. Calcular el balance de GEI para cada estrato T. Calcular la emisiones antropogénicas bajo el escenario de manejo para cada periodo de tiempo. Cuantificar las fugas para cada periodo del proyecto. Calcular el balance total de GEI para el escenario. Condiciones de aplicabilidad: Elegibilidad y viabilidad económica explicadas de forma insuficiente. Formulas, algoritmos y modelos deben ser más completos, tienen errores. Selección del escenario de la base de referencia de una forma más clara. Establecer más coherencia con Modalidades y Procedimientos aprobados. Metodología para establecer el área del proyecto no es suficiente. Indicar en la metodología el Impacto de la legislación / políticas internacionales y nacionales. Plan de vigilancia de los sumideros de carbono de la base de referencia debe describirse con más detalle.

8.10

8.3.3

Fugas

Las fugas son las emisiones que se producen fuera de los límites físico y geográfico del proyecto de MDL, que pueden medirse y que son atribuibles a dicho proyecto. Existen varias causas potenciales de fugas, entre los que pueden citarse los siguientes: • Si se compromete con el proyecto MDL una actividad de forestación y reforestación en otro lugar alternativo. Un ejemplo de esto puede ser el que un país reduzca sus programas internos de forestación y reforestación debido a la inversión externa en proyectos de A&R. • Si se incrementa la tasa de deforestación en otro lugar. • Si desplaza, más que reducir, algunas emisiones de la base de referencia. Este tipo de fugas puede ocurrir si un proyecto desplaza comunidades de población y/o actividades agrícolas, y sus emisiones asociadas. • Si no incluye todos los reservorios de carbono (o emisiones por fuentes) en su base de referencia, durante el periodo de acreditación del proyecto. • Si incrementa las emisiones y/o reduce la captura durante parte de la vida del proyecto (por ejemplo durante la preparación del terreno o durante la plantación), pero no resta estas reducciones de emisiones “negativas” de las reducciones “positivas” del proyecto. Los proyectos de A&R pueden presentar diferentes grados de fugas, que dependen de factores específicos del lugar donde se desarrolla el proyecto, razón por la que el Proyecto de decisión …/CMP.1, en su Anexo sobre Modalidades y Procedimientos para las actividades de proyectos de A&R, sugiere que este tipo de proyectos deben concebirse de tal modo que se reduzcan al mínimo sus fugas. De igual manera se solicita que los participantes en estos proyectos incluyan, como parte del documento de diseño de proyecto (PDD), un plan de vigilancia que comprenda, entre otros temas, la identificación de todas las fuentes potenciales de fugas durante el período de acreditación, y una recopilación y archivo de datos sobre tales fugas.

8.3.4

Adicionalidad

Como es bien sabido, la Adicionalidad es un criterio indispensable para todos los proyectos MDL; establece que las absorciones de un proyecto de sumideros de carbono deben ser adicionales a las que hubiesen ocurrido en ausencia de dicho proyecto. Por consiguiente, un proyecto MDL de forestación y reforestación será adicional, si las absorciones netas efectivas de carbono son mayores que la suma de cambios netos del mismo que hubiesen ocurrido en los reservorios existentes (dentro del ámbito del proyecto) en ausencia del proyecto de MDL registrado. El resultado es, por tanto, una reducción neta de CO2 atmosférico en el balance final. Por ejemplo, el proyecto puede proponer reforestar una determinada área agrícola con especies de árboles nativos, incrementando el stock de carbono; comparando el carbono acumulado en la plantación del proyecto (nivel alto de CO2) con el que hubiera sido acumulado en la situación sin proyecto, es decir, en la base de referencia (nivel bajo de CO2), es posible obtener un beneficio neto del carbono existente en la atmósfera. Para calcular estas absorciones es necesario determinar los siguientes parámetros:

8.11

• Absorción neta de referencia de GEI por los sumideros (base de referencia): Es la suma de los cambios en las existencias de carbono de los reservorios de carbono dentro del ámbito de proyecto, que hubiesen ocurrido en ausencia del proyecto. • Absorción neta efectiva de GEI; es la suma de las variaciones verificables en las existencias de carbono de los reservorios de carbono dentro del ámbito de proyecto, menos el aumento en las emisiones de gases efecto invernadero, medidas en CO2 equivalente, que han aumentado como resultado de la ejecución del proyecto (evitando la doble contabilidad) dentro del ámbito del proyecto, y que pueden atribuirse al proyecto. A partir de estos dos valores se calculará la absorción antropógena neta de gases de efecto invernadero por los sumideros, que es la absorción neta efectiva de gases efecto invernadero menos la base de referencia, y que será la cantidad de carbono absorbido por la que se podrán generar unidades de reducción de emisiones.

8.4. Requisitos adicionales para proyectos de sumideros de carbono en el MDL Los requisitos particulares(1) que deben cumplir los proyectos de sumideros de carbono para su tramitación en el marco del MDL, pueden resumirse de la siguiente forma: • Las actividades admisibles para los proyectos de uso de la tierra, cambio de uso de la tierra y silvicultura (en el ámbito del artículo 12), se limitan a forestación y reforestación. • Solo podrán cumplir con las definiciones de forestación y reforestación las áreas que no fueron ocupadas por bosques hasta 31 de Diciembre de 1989. • Para el primer período de compromiso, el total de las adiciones a la cantidad atribuida de una Parte derivadas de actividades admisibles de proyectos de uso de la tierra, cambio de uso de la tierra y silvicultura en el ámbito del artículo 12, no será superior al 1% de las emisiones del año de base de esa Parte para cada uno de los cinco años del citado periodo de compromiso. • La decisión adoptada en la novena Conferencia de las Partes establece principios adicionales, como son los correspondientes a la utilización de organismos genéticamente modificados y especies ajenas a estos ecosistemas, potencialmente invasoras. • El país anfitrión evaluará los riesgos asociados con el uso de especies exóticas, potencialmente invasivas, y de organismos genéticamente modificados en proyectos de A&R, bajo el Mecanismo de Desarrollo Limpio, mientras que por su parte, los países del Anexo I evaluarán el uso de los RCEts y RCEls generados por dichos proyectos • El tratamiento de esas actividades deberá basarse en conocimientos científicos sólidos. • Se usarán metodologías congruentes a lo largo del tiempo para estimar esas actividades e informar sobre ellas. • La ejecución de actividades de uso de la tierra, cambio de uso de la tierra y silvicultura contribuirá a la conservación de la diversidad biológica y al uso sostenible de los recursos naturales.

(1)

Estos requisitos son adicionales a los criterios de elegibilidad comunes para todos los proyectos, que se presentan en el Capítulo 2 de esta Guía.

8.12

• La contabilidad del uso de la tierra, cambio de uso de la tierra y silvicultura no implicará una transferencia de compromisos a un período de compromiso futuro. • Finalmente, la inversión de una absorción debida a actividades de uso de la tierra, cambio de uso de la tierra y silvicultura se contabilizará en el momento adecuado.

8.5.

Proyectos de forestación y reforestación de pequeña escala

Son los que obtienen, durante cada período de verificación, una captura antropogénica neta de GEI de menos de 8 kt CO2e por año. Si un proyecto de A&R sobrepasa este límite, el exceso de carbono capturado no será elegible para ser intercambiado por RCEt’s o RCEl’s. Además estos proyectos deberán ser desarrollados por comunidades poblacionales o individuos de “bajos ingresos económicos” (de acuerdo con la definición del país anfitrión). En la décima Conferencia de las Partes (Buenos Aires, Argentina, diciembre 2004) se aprobaron las Modalidades y Procedimientos para los proyectos MDL con actividades de forestación y reforestación de pequeña escala, pudiéndose destacar los siguientes puntos: • Los proyectos de A&R de pequeña escala están exentos de la tasa de adaptación para asistir a las Partes en desarrollo particularmente vulnerables a los efectos adversos del cambio climático. • Los proyectos de A&R de pequeña escala recibirán un trato preferencial, ya que tendrán una reducción en los pagos no reembolsables derivados de su registro y un porcentaje más pequeño del costo para cubrir los gastos administrativos derivados de este registro. Los proyectos de A&R de pequeña escala seguirán las mismas etapas del ciclo del proyecto, especificadas en las modalidades y procedimientos para los proyectos de A&R estándares (Anexo de la Decisión 19/CP.9). Para reducir los costos de transacción, modalidades y procedimientos se han simplificado, al igual que en los otros proyectos MDL de pequeña escala, de la siguiente manera: 9 Las actividades del proyecto pueden agruparse en las siguientes etapas del ciclo del proyecto: documento del proyecto (PDD), validación, registro, vigilancia, verificación y certificación. El tamaño del paquete total no deberá exceder los límites estipulados en el párrafo 1 (i) de las modalidades y procedimientos para proyectos de A&R bajo el MDL (8 ktCO2 eq. por año). 9 Los requerimientos para el PDD son menores. 9 Las metodologías de base de referencia han sido también simplificadas, para reducir los costos de su desarrollo. 9 Los planes de vigilancia asimismo se han simplificado. 9 La misma Entidad Operacional podrá encargarse tanto de la validación como de la verificación y certificación.

8.5.1

Metodologías de base de referencia y de vigilancia simplificadas

El Comité Ejecutivo deberá desarrollar una lista indicativa de metodologías simplificadas específicas para proyectos de A&R de pequeña escala, de acuerdo con las consideraciones que se presentan a continuación:

8.13

„

Metodología simplificada de base de referencia Se deberán tener en cuenta los siguientes puntos:

• Los reservorios de carbono existentes en el inicio del proyecto se considerarán como base de referencia y se asumirán como constantes durante el periodo de acreditación, siempre y cuando los participantes del proyecto demuestren que no habría cambios significativos en éstos, en ausencia del proyecto de A&R. • El Comité Ejecutivo deberá desarrollar bases de referencia o líneas base simplificadas para los siguientes tipos de proyectos de A&R: 9 9 9 9

Pastizales a bosques Áreas de cultivo a bosques Humedales a bosques Asentamientos humanos a bosques

• El Comité Ejecutivo deberá desarrollar factores por defecto para evaluar los reservorios de carbono existentes y para la metodología de base de referencia simplificada, tomando en consideración donde sea apropiado los tipos de suelos, periodo de vida del proyecto y condiciones climáticas. „

Metodología simplificada de vigilancia Se deberán cumplir las siguientes consideraciones:

• No será necesario supervisar la base de referencia • El Comité Ejecutivo deberá desarrollar metodologías de vigilancia simplificadas, basadas en métodos estadísticos apropiados, para estimar o cuantificar la captura neta de gases de efecto invernadero por los sumideros. • El Comité Ejecutivo deberá indicar diferentes metodologías para los distintos tipos de proyectos de A&R, y proponer factores conservadores con el fin de facilitar la estimación o cuantificación de la captura neta de GEI por los sumideros.

8.6 Sumideros de Carbono en Latinoamérica En América Latina y el Caribe, las emisiones de CO2 provenientes del sector cambio de uso del suelo y silvicultura representan aproximadamente el 30% del total emitido. Provienen, principalmente, de la destrucción de los bosques húmedos. Existen modelos de evaluación de la curva de oferta de absorción de carbono mediante actividades de forestación y reforestación. Un estudio elaborado por ECN(2) estima como áreas susceptibles de forestación y reforestación en algunos países de Latinoamérica, las reflejadas en el Gráfico 8.2 adjunto.

(2)

Benitez, P.C. and M. Obersteiner. 2003. The economics of including carbon links in Climate Change Policy. Evaluating the carbon supply curve through afforestation in Latin America. Report ECN BS: ECN-I--03-003.

8.14

Gráfico 8.2. Áreas susceptibles de plantación en Latinoamérica

Millones ha Fuente: Benitez & Obersteiner, 2003.

El estudio identifica también las oportunidades que existen para proyectos en esta área A&R en el periodo 2008-2012, aunque prevé un potencial mayor a más largo plazo. Así, asigna un mayor potencial a la región Brasileña frente a la región Andina, y da una mayor potencialidad al Cono Sur frente a México. En resumen, el estudio concluye: • En condiciones razonables de precio de la tierra y de la madera, y utilizando una tasa de descuento del 5%, la captura acumulativa de carbono en el año 2010 sería aproximadamente una cuarta parte de las emisiones anuales del sector energético en la región, suponiendo un precio de 20 dólares para la tCO2e. • La región Latinoamericana por sí sola podría cubrir la demanda de sumideros en el MDL para el periodo 2008 – 2012, a un precio de 26-32 $/tCO2e. • Al sumar las curvas de oferta de la forestación y del sector energético, se obtienen reducciones de emisiones, para el 2010, de al menos un 15% superiores que en el caso de actuar solamente en el sector energético. En el Gráfico 8.3 siguiente, contenido en el estudio de Benítez & Obersteiner (2003), se presentan para Latinoamérica las curvas de oferta de absorción de carbono mediante actividades de A&R en los años 2010 y 2020. Gráfico 8.3.

Curva de oferta de carbono capturado mediante proyectos A&R en Latinoamérica para el periodo 2010 al 2020

Precio del carbono ($US / tC)

Carbono acumulado (MtC)

Fuente: Benitez & Obersteiner, 2003.

Cabe mencionar que en el Mercado de Emisiones de la Unión Europea (EU, ETS) no se aceptan, hasta mayo 2005, los RCEs que provienen de proyectos de sumideros para el primer periodo de aplicación de la Directiva, 2005 a 2008. 8.15

Capítulo 9. Oportunidades de Desarrollo del MDL en los Países de Latinoamérica

Tras la celebración de los seminarios de México, Medellín y Buenos Aires en este capítulo se quiere sintetizar las numerosas experiencias que se han presentado, y que nos permiten tener una visión de la situación actual de la región Latinoamericana en materia de Cambio Climático, y más específicamente con respecto al desarrollo de proyectos de MDL. Asimismo pueden establecerse las oportunidades futuras en esta materia. Actualmente todos los países Latinoamericanos, que no están incluidos en el Anexo I de la Convención, han ratificado el Protocolo de Kioto, 19 países han designado sus correspondientes Autoridades Nacionales Designadas (AND) y algunos han establecido directrices y estrategias nacionales con el fin de mitigar el Cambio Climático, todas ellas congruentes con sus políticas ambientales, energéticas, sociales y económicas. Estas acciones demuestran la importancia de este tema en las estrategias políticas regionales. Aun así, una de las principales inquietudes identificadas por las AND como uno de los retos más importantes a los que se enfrentan es la integración del cambio climático en sus políticas energéticas. En cuanto a la estructura administrativa de las AND, existe una gran variedad de estructuras de organización. Así, algunas AND se limitan a la aprobación de proyectos, mientras que otras desarrollan también funciones de asesoría a los promotores de proyectos, a los compradores de créditos, y realizan la función de promoción de sus carteras de proyectos. En algunos países la función de promoción de proyectos se realiza a través de agencias u oficinas especializadas. Durante los últimos años los países de América Latina han sido muy activos en identificar, definir y formular nuevos proyectos MDL, algunos de los cuales ya han sido aprobados por la JE. Según las estadísticas actuales(1), hasta junio de 2005, unos 80 proyectos se encuentran en fase de validación, solicitud de registro o registro en Latinoamérica, convirtiéndola así en la región mundial con mayor número de proyectos, seguida por Asia Pacífico con unos 40 proyectos, y África con 2. Estos proyectos están encuadrados principalmente en los sectores de energías renovables, eficiencia energética, industria y transporte. De acuerdo con esta información y con datos proporcionados por las AND de los distintos países, este capítulo analiza la situación de los proyectos MDL en Latinoamérica, así como un resumen por país con los aspectos más importantes en el tema, desde el marco institucional hasta los proyectos presentados o carteras de proyectos.

(1)

CDM Pipeline, 02/06/2005, UNEP Risoe Centre + http://cdm.unfccc.int/Projects

9.1

9.1 Situación actual de Proyectos MDL a nivel mundial En el año 2005 a nivel mundial, se han identificado 126 actividades de proyectos MDL en distintas fases del ciclo de proyecto, desde la validación hasta el registro. Estos proyectos han sido o se están desarrollando en mas de 40 países con un potencial estimado de reducción que sobrepasa los 15 millones de toneladas de CO2eq por año en el primer periodo de compromiso, 2008 a 2012, y se estima que antes de 2008 esta cifra aumentará a los 50 millones de toneladas(2). Estos proyectos han sido desarrollados en distintas áreas geográficas, siendo Asia y Latinoamérica las regiones más representativas. Con respecto al número de proyectos, Latinoamérica lidera con 82 proyectos en varias fases de desarrollo, habiéndose registrado 3 de ellos, 2 en Honduras y 1 en Brasil. Asia por su parte, cuenta con cerca de 40 proyectos hasta junio de 2005. Sin embargo es importante mencionar que la mayor contribución de reducciones de emisiones certificadas negociadas en los distintos mercados, proviene de proyectos en los países Asiáticos con un 45 % del total(3). Latinoamérica por su parte contribuye aproximadamente en un 35% del total de la oferta y los países en Transición y de la OCDE contribuyen con el restante 20%. Como puede verse existe una notable falta de actividad en este campo en la región africana. Gráfico 9.1.

Volumen de Ventas de RCE por Regiones – 2004

Paises en Transición 6% OCDE 14% Asia 45%

Latinoamérica 35%

Fuente: State and Trends of the Carbon Market 2005, Banco Mundial

Si analizamos la participación en el MDL por países en vez de regiones, se puede observar la desigualdad geográfica del desarrollo de este tipo de actividades. En Latinoamérica todos los paises han iniciado actividades de MDL, mientras que en Asia de 46 países solamente lo han hecho 19, y en África 9 de un total de 54 países(4). En este contexto, aproximadamente más de 10 millones de reducciones certificadas de emisiones (RCEs) se generarán en solo cuatro países: Brasil, China, India e Indonesia. Se espera que los otros 40 países restantes

(2)

(3) (4)

CDM Pipeline, Abril 2005 y Jane Ellis, Jan Corfee-Morlot (OECD) and Harald Winkler, TAKING STOCK OF PROGRESS UNDER THE CLEAN DEVELOPMENT MECHANISM (CDM), June 2004. State and Trends of the Carbon Market 2005, Banco Mundial Ibid

9.2

con actividades en el marco del MDL, generen aproximadamente 14 millones de RCEs en el mismo periodo de tiempo. La consideración anterior se refleja en el mercado de RCEs, ya que existen pocos oferentes; aproximadamente 10 países concentran el 80% del total de los créditos anuales esperados. De esta cifra, India, Chile y Brasil representan más del 50% del volumen total negociado en los últimos años. El rango de los proyectos MDL propuestos va desde los de pequeña escala (en un porcentaje algo menor del 50%), con potenciales de reducción de emisiones inferiores a 100 kt CO2e/año, a proyectos de gran escala con niveles de reducción por encima de los 3 millones de toneladas de CO2eq anuales. Respecto a los tipos de proyectos propuestos, abarcan diversas tecnologías de reducción de emisiones de GEI incluyendo CO2, CH4, N20, y HFCs. Los proyectos de vertederos fueron predominantes durante el periodo 2002 –2003. Desde enero de 2004 a abril de 2005, la mayor contribución al volumen total de reducción de emisiones en proyectos MDL(5) se obtuvo en proyectos de destrucción de HFC23 con un 25% del total. El costo de reducción por tonelada de CO2e en este tipo de proyectos es mucho menor debido a su gran potencial de calentamiento. En segundo lugar predominaron los proyectos de captura de metano y N2O de residuos animales con un 18%. El Gráfico 9.2 muestra la distribución de proyectos de acuerdo a las tecnologías empleadas y al volumen de RCEs generados en 2004. Gráfico 9.2

Porcentaje de Reducción de Emisiones por Tipo de Proyecto – 2004

Cambio Combustible, 4% N2O , 1% LULUCF, 4% Otros, 5% HFC, 31%

Eólica, 6% Eficiencia Energética, 6%

Hidroeléctricas, 11%

Vertederos, 18%

Biomasa, 14%

Es importante aclarar que la representación de estas tecnologías no indica una tendencia de los proyectos MDL en el futuro. Por ejemplo, el cambio de combustibles puede generar considerables reducciones de GEI aunque las inversiones iniciales de estos proyectos sobrepasan los niveles actuales de inversión en proyectos MDL. (5)

State and Trends of the Carbon Market 2005, Banco Mundial

9.3

9.2 Situación actual de los proyectos MDL en Latinoamérica Actualmente por tanto 82 actividades de proyectos MDL se están desarrollando en la región Latinoamericana(6) con aproximadamente un rango de reducción de emisiones certificadas (RCEs) por año de unos 18 millones de toneladas de CO2eq al año y al 2012 se espera que la región contribuya al mercado de carbono con entre 78 y 120 millones de RCEs. Según lo publicado por el Programa Latinoamericano del Carbono de la CAF, se tienen numerosos proyectos en cartera con compradores de emisiones y otros en evaluación que corresponden aproximadamente a 24 millones de toneladas de CO2eq provenientes de la producción de energía a través de fuentes renovables así como eficiencia energética y proyectos de transporte masivo distribuidos geográficamente en todo el continente latinoamericano. Las siguientes graficas incluyen más información al respecto.

Gráfico 9.3 Ton CO2eq en Cartera por País – PLAC CAF 2004

Ton CO2eq en Cartera por País Ecuador, 5% Nicaragua, 7% Jamaica, 7% Brasil , 40%

Costa Rica, 8% Panamá, 8%

Colombia, 25%

Según lo observado en la gráfico 9.3, el 65% de los proyectos en cartera del PLAC-CAF proviene de Brasil y Colombia principalmente. Otros países de la región contribuyen con el restante 35%. Gráfico 9.4 Ton CO2eq en Cartera por Tipo de Proyecto – PLAC CAF 2004

Ton CO2eq en Cartera por Tipo de Proyecto Captura de Biogás, 6% Transporte Masivo TMU, 17%

Energía Renovable, 77%

(6)

CDM Pipeline, junio 2005 + http://cdm.unfccc.int/Projects

9.4

Según la grafica 9.4, los actuales proyectos MDL en cartera de la región que más contribuyen con RCE son los provenientes de Energías Renovables (77%) seguido por los de transporte masivo (17%) y captura de biogás (6%). Además de los proyectos existentes a la fecha en cartera, la CAF en el programa Latinoamericano del Carbono ha evaluado en el 2004 varios proyectos MDL a lo largo de toda la región, principalmente en la Región Andina con un 77% de las evaluaciones de la CAF, seguido de Centro América, Brasil y el Cono Sur en porcentajes mucho menores. En estas evaluaciones dominan los proyectos de energías renovables, y seguidamente de cambio de combustibles, combustibles sostenibles (por ejemplo biodiesel) y transporte. Se ha constatado un aumento importante en proyectos de captura de biogás. Según lo publicado por el CDM Pipeline y en la web de la Convención Marco de Naciones Unidas para el cambio climático, en junio de 2005, de los 82 proyectos de América Latina en etapa de validación y algunos en registro, 46 están localizados en Brasil, 7 en Chile, 9 en Honduras, 4 en México, 1 en Colombia, 3 en Perú, 3 en Guatemala, 2 en Argentina, 2 en Ecuador, 2 en Bolivia y 1 en Costa Rica, Nicaragua y Panamá respectivamente

Gráfico 9.5 Proyectos MDL en Latinoamérica (CDM Pipeline, junio 05)

Peru 3 Panama 1 Nicaragua 1

Argentina 2 Bolivia 2

México 4

Honduras 9 Guatemala 3 Ecuador 2 Costa Rica 1 Colombia 1

Brasil 46

Chile 7

Los tipos de tecnologías que predominan en los proyectos MDL en Latinoamérica según se puede observar en la gráfico 9.6 son la producción de energía eléctrica a través de centrales hidroeléctricas así como con biomasa, y la captura de gas metano proveniente de rellenos sanitarios o vertederos. Sin embargo, las carteras de proyectos de los países ponen énfasis en los proyectos energéticos, aunque parecen tener más futuro en el estado actual del proceso proyectos de otros GEI que generan más créditos con menores inversiones.

9.5

Gráfico 9.6 Número de Proyectos por Tipo de Tecnología – CDM Pipeline 2005

Cambio combustible 1 Ef.en.Industria 2

Distrib. Energia 1 Geotermia 1

Agricultura 2 Biogas 4

Hidroel. 29

Vertederos 16

Biomasa 26

9.3 Oportunidades de desarrollo del MDL entre los países Latinoamericanos y Europeos Las oportunidades de desarrollo de proyectos MDL entre países Latinoamericanos y europeos son numerosas y muchos de los proyectos existentes han sido desarrollados entre estas dos regiones. De hecho países como Holanda, Finlandia, Suecia, Reino Unido, o España participan en varios de estos proyectos. A futuro, son varias las posibilidades de desarrollo de proyectos en la región en diversas áreas como la diversificación de la matriz energética de los países de la región incluyendo la expansión del porcentaje de energías renovables así como el ingreso de regiones aisladas a las redes de interconexión eléctricas. Aunque hasta la fecha no se ha presentado ninguna metodología sobre interconexiones energéticas, ésta una de las principales inquietudes para los países de la región, siendo un tema prioritario y un campo que puede ofrecer muchas posibilidades en el futuro, por lo que será necesario explorar el papel que este tipo de infraestructuras puede jugar en el MDL. El aumento de proyectos de captura de gases y sustitución de combustibles fósiles por alternativas más sostenibles son también posibilidades a desarrollar en el corto plazo. La creciente industria Latinoamericana también puede servir como fuente de proyectos de eficiencia energética los cuales pueden ser establecidos como proyectos MDL. Varios países Latinoamericanos han evaluado el potencial del MDL en sus territorios y disponen de una amplia cartera de proyectos. En general las carteras siguen haciendo énfasis en los proyectos energéticos, aunque se ha puesto de manifiesto la importancia de 9.6

profundizar en otro tipo de proyectos que generan reducciones mucho mayores de otros gases de efecto invernadero distintos del CO2 y que además requieren menores inversiones, dado el volumen del déficit de créditos de emisión de los países Anexo I. La materialización de RCEs a través de proyectos MDL se ve sujeta todavía a importantes barreras que dificultan la plena utilización del mecanismo. Así, en el caso por ejemplo de los proyectos de energías renovables, que contribuyen significativamente al desarrollo sostenible, a la disminución de la dependencia energética externa y a mejorar el mix de generación eléctrica de los países en desarrollo, la realidad es que los ingresos por venta de RCEs no suelen ser suficientes como para impactar en los indicadores económicos (1% en la TIR), y la demostración de la adicionalidad suele ser complicada. En los siguientes gráficos se pone de manifiesto esta situación, en donde vemos que a pesar de que el porcentaje de proyectos de energías renovables es importante, si se evalúan los proyectos en términos de las RCEs que pueden generar su porcentaje disminuye considerablemente frente a otro tipo de tecnologías. Number of projects

CER amount Renewable energy

Renewable energy Rest Rest

Approval process

Methodology use

10 8 6 4 2 0

Rest

S mapro ll- jec sc ts ale Under evaluation

Approved

Not approved

LAC

0

5

10

15

Fuente: MGM International

En cuanto a los sectores que ofrecen oportunidades para desarrollar proyectos MDL en los distintos países de Latinoamérica, la siguiente tabla identifica los sectores de oportunidad identificados por los países. País

Sectores oportunidad MDL -

Argentina

-

Renovables: hidráulica, eólica, geotérmica, biomasa Transporte: biocombustibles, ferrocarriles, subterráneo Cogeneración y autogeneración Eficiencia energética (reducción de la demanda anual de energía eléctrica de hasta un 20%) Petróleo: venteos, reinyección de CO2, eficiencia en refinerías Gas natural: distribución y transporte Industria: cemento, acero, química, agroindustria (utilización de residuos para generar energía eléctrica o calor: madera, arroz, girasol, mani, oliva, azúcar) Ganadería: emisiones del ganado bovino, residuos de producción de animales confinados, manejo de estiércol Rellenos sanitarios (15, 65% de la población urbana) Forestación

9.7

Bolivia

- Energía: - Energías renovables: hidroeléctricos, eólicos, geotérmicos, biomasa - Eficiencia energética: proyectos en el lado de la oferta y en procesos industriales - Recuperación y evitación de metano - Sustitución de combustibles - Forestación y reforestación - Manejo de residuos: captura de metano en rellenos sanitarios, captura de metano y óxido nitroso en aguas residuales, municipales e industriales

Brasil

- Sector Energético - Aumento de la eficiencia energética - Energías Renovables: Alcohol, Bagazo de caña de azúcar, Bio-diesel, Eólica, Residuos (Madera, LFG); Combustibles con menores emisiones de GEI - Industria: Mejoras tecnológicas de los procesos - Agricultura: Engorde de ganado, Sistemas de manejo de estiércol, Cultivos de arroz - Gestión de residuos; Combustión de metano en vertederos, Gestión de aguas residuales Industriales/domésticas - Forestación y Reforestación; Madera/Producción de energía, Plantación de caucho, Recuperación de áreas degradadas/corredores de biodiversidad

Colombia

-

Energía: Hidráulica Residuos Transporte Biomasa Forestales

Chile

-

Eficiencia energética (minería e industria) Energías renovables (pequeña hidráulica, biomasa) y cogeneración Transporte Rellenos sanitarios Forestales (suelos degradados, pequeños predios

Ecuador

- Energía (Hidro - Eólica – Biomasa) - Escala completa - Pequeña Escala - Rellenos sanitarios, desechos animales - Forestales -

México

-

Nicaragua

Rellenos sanitarios y Gestión de residuos de ganadería Transporte Eficiencia energética Energías renovables: Viento, biogás, biomasa, minihidros,etc., Aplicaciones en sector rural (fotovoltaico y mini-hidro) Conservación de la energía:Reducción de fugas y desperdicios en producción de petróleo y en producción, procesamiento y transporte de gas natural Generación de electricidad con combustibles más limpios, Cogeneración Secuestro geológico de carbono Repotenciación de hidroeléctricas

- Energías renovables: Hidráulica gran y pequeña escala, Geotermia, Eólica, Bioelectricidad (materia orgánica) - Eficiencia energética en la industria

Paraguay

-

Secuestro de Carbono por sistema silvopastoril Captura de Metano-Relleno Sanitario Producción de alcohol carburante para su mezcla con combustibles fósiles Producción de biodiesel mediante proyectos de forestación con palmas Acrocomia total..

9.8

Energía Hidroeléctrica Residuos Transporte Biomasa Forestales

Perú

-

Uruguay

- Desechos: recuperación de metano, efluentes industriales - Bioenergía: generación de electricidad a partir de cáscara de arroz; cogeneración a partir de residuos industriales de madera; producción de biodiesel - Energía: generación de electricidad a partir de gas natural y energía eólica; eficiencia energética y sustitución de fuel oil por gas natural en la industria - Usos del suelo y silvicultura: intensificación de la producción ganadera en combinación con forestación; forestación para la obtención de productos duraderos de madera y energía

- Energía: Venteo de gas Venezuela - Bosques

En resumen, se puede concluir que en toda la región Latinoamericana existen procedimientos y hay resultados. Las AND son agentes fundamentales para el MDL por lo que es fundamental reforzar el trabajo conjunto de las AND de la región, que está dando importantes frutos. Como principales desafíos, las AND identifican los siguientes: • • • • • •

Integrar el cambio climático en la planificación energética, Crear un ambiente adecuado para la inversión MDL, Eliminar barreras normativas, Identificar y poner en marcha proyectos MDL de elevada calidad en términos de beneficios sociales, económicos y ambientales, Facilitar la toma de decisiones empresarial.

Como principales barreras a un desarrollo pleno del MDL cabe mencionar: • Lento desarrollo de reglas y procesos de aprobación de proyectos (Junta Ejecutiva y paneles de metodologías con recursos limitados) • Pocas Entidades Operacionales Designadas: 66% de los proyectos – metodologías rechazados por mala formulación. • Falta de financiación para MDL principalmente por desconocimiento o incertidumbre del sector financiero. • Precio de los certificados dependiente del avance del proyecto en el proceso de aprobación (tiempo y riesgo regulatorio)

9.9

Apéndice: Resúmenes por Países

9.1

9.2

Argentina Indicadores Económicos y Ambientales

Indicadores Económicos y Ambientales Población (Millones)

39.48

PIB (Billones USD 1995)

249.6

Producción de Energía (Mtoe)

81.69

Importaciones de Energía Netas (Mtoe)

- 24.63

Total Energía Primaria (Mtoe)

56.3

Consumo de Electricidad (TWh)

75.96

Consumo de Electricidad per Capita (kwh/capita)

2082

Emisiones de CO2 (Mt CO2)

115.02

Emisiones de CO2 per Capita (tCO2/Capita)

3.15

Fuente: IEA Statistics 2002

Cambio Climático y Marco Institucional del MDL Argentina pertenece al grupo de Países No-Anexo I de la Convención Marco de Cambio Climático ratificada por Argentina en 1994. Argentina firmó el Protocolo de Kioto en 1998 y lo ratificó en septiembre de 2001. La secretaría de la Oficina Argentina del Mecanismo para un Desarrollo Limpio (OADML), depende de la Unidad de Cambio Climático estando esta última asesorada por la Comisión Nacional Asesora sobre Cambio Climático. Todo ello dependiente de la Secretaría de Medio Ambiente y Desarrollo Sustentable pertenecientes al Ministerio de Salud y Ambiente Argentino. El Comité Ejecutivo de la Oficina Argentina del Mecanismo para un Desarrollo Limpio (OAMDL), presidido por un funcionario designado por la Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de rango no inferior a subsecretario, está integrado con funcionarios de rango no inferior a Director.

AND Argentina Oficina argentina del mecanismo para un desarrollo limpio Contacto Mr. Nazareno Castillo [email protected]. http://www.medioambiente.gov.ar/cambio_climatico.htm

9.3

El Comité tiene asesora al Secretario de Ambiente y Desarrollo Sustentable en la formulación de políticas en materia de cambio climático, especialmente en la identificación de las áreas sectoriales prioritarias para implementar las actividades correspondientes y en la definición de la posición del país sobre el Mecanismo para un Desarrollo Limpio adoptado en el Protocolo de Kyoto. El Comité Asesor está integrado por representantes del sector privado interesados en proyectos del MDL y por las entidades que integran la mayoría de las ONGs relacionadas con la temática del cambio climático. Además, está integrado por académicos y por científicos, profesionales y técnicos de reconocido prestigio. Tiene por función aconsejar al Comité Ejecutivo en todos los aspectos científicos y técnicos vinculados a sus responsabilidades. Argentina dispone de distintos programas nacionales en materia de cambio climático como son: • Impactos del cambio climático • Componentes Urbano Ambientales del Cambio Climático • Energías y Combustibles Alternativos • Escenarios Climático • Uso Racional de la Energía y de Mejoras en la Eficiencia Energética • Biocombustibles • Participación Ciudadana y del Tercer Sector en la Agenda del Cmbio Climático • Formación y Educación Ambiental en Cambio Climático • Indicadores, Instrumentos e Instituciones para el Cambio Climático Situación de los proyectos MDL Argentina hasta el momento está desarrollando 2 actividades de proyecto MDL. Se trata de proyectos de Captura de Gases de Rellenos Sanitarios, uno en revisión y el otro en la fase de validación. Estos proyectos suponen una reducción total anual de emisiones de CO2 de 651.000 tCO2e. Fuente: CDM Pipeline junio 2005 Title Olvarria landfill gas recovery project (resubmitted) Landfill gas extraction on the landfill Villa Dominico, Buenos Aires (resubmitted)

Methodology

Type

ktCO2/yr

years

AMS-III.D. AM11

Landfill gas Landfill gas

13 638

7 10

Total CERs 31/12/2012 ktCO2 89 6377

Status Under review At validation

Cartera de proyectos MDL Además la Autoridad Nacional Designada Argentina dispone de una cartera de proyectos que se resume a continuación con un potencial de reducción de 1.680.250 tCO2e/año. Tipo de proyecto Biomasa (32 MW)

Nº proyectos 2

Reducciones tonCO2eq/año 78.276

Energía Eólica (32 MW) Energía Hidráulica ( 25MW)

2 3

35.392 76.905

Recuperación de metano Captura de HFC 23 Forestación (20.000) Estado de proyectos

2 1 3

175.682 1.257.984 56.011 (PIN) 13

Fuente: Presentación del Ministerio de Salud y Ambiente, Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de Argentina en la Expo Carbon 2005.

9.4

Sector Energético Argentina es uno de los países con una de las economías más grandes e importantes de Sur América. Aunque sufrió una crisis financiera severa en 2001-2002, actualmente la economía se ha recuperado casi completamente a los niveles de la precrisis. En 2004 el PIB de Argentina creció hasta él límite estimado de 8.0%, algo inferior al año 2003 que fue de 8.7%, se estima que en 2005 el crecimiento económico será del 5.3%. A pesar del fuerte desarrollo económico Argentina continua ocupándose de la gran deuda soberana del año 2002. En 2005 el gobierno ha iniciado un programa para la reestructuración de la deuda que resultará crucial para recuperar su capacidad de solicitud de prestamos para el desarrollo de programas domésticos y proyectos de mejora de las infraestructuras. En 2004 Argentina experimentó una crisis energética. El estado estableció impuestos que mantuvieron los costes de la energía bajos, lo que condujo aun dramático incremento de la demanda energética. El gobierno rompió el contrato de exportación de gas natural a Chile, y comenzó a importar gas de Bolivia e inicio un racionamiento de la energía. Esta crisis amenazó seriamente a la naciente recuperación económica de Argentina, y empeoró las relaciones con Chile. Para prevenir crisis futuras, el gobierno argentino inició un sistema de reformas del sector de la energía, incluyendo la creación de una nueva compañía energética estatal (Enarsa), aumento de incentivos para invertir en infraestructura del “downstream” y planes para liberalizar eventualmente los precios de la energía.

Generación eléctrica por fuente

Fuente: Eenrgy Informatiormation Administrtion 2005

9.5

Sector Ambiental Argentina experimentó un fuerte desarrollo económico durante los años 90. En 2002, Argentina era el tercer país consumidor de energía más grande de Sur América. Así como el tercer país mas emisor de CO2 del continente americano debido al consumo de combustibles fósiles. En 2002, Argentina tenía el consumo energético per cápita más alto de Sur América (64.9 MBTU per capita) y unas emisiones de CO2 per cápita de 3.2 t por persona, estos valores descendieron levemente debido a la crisis económica de 2002 inversamente el consumo energético por dólar del GDP (intensidad energética) y las emisiones de CO2 por dólar de GDP (intensidad de CO2) son valores ambos relativamente bajos comparados con el resto de países sudamericanos. Argentina hace frente a sus problemas de contaminación atmosférica e industrial con políticas de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y hacia el aumento del uso de combustibles renovables.

Fuente: Energy Information Administration 2005

9.6

Belize Indicadores generales Belize es un país con una extensión de 22.800 Km2 , y una población de 235.578 habitantes, con un PIB de 5.606 per cápita ($US), con una generación eléctrica en 2002 de 180GWh que incluye las importaciones de México según fuente BUN-CA 2003 Cambio Climático y Marco Institucional del MDL Belize pertenece al grupo de Países No-Anexo I de la Convención Marco de Cambio Climático, que ratificó en 1994. La fecha de adhesión de Belize al Protocolo de Kioto es el 26 septiembre 2003.

AND Belize Natioal Meteorological Service Contacto Mr. Carlos Fuller [email protected] http://www.hydromet.gov.bz

Belize no cuenta con una oficina de Cambio Climático o para el MDL independiente, sino que este tema se lleva dentro del Ministerio de Recursos Naturales, bajo la coordinación de la Unidad del Departamento de Medio Ambiente. En junio de 2002 bajo la dirección del Ministerio de Medio Ambiente y en coordinación con el Ministerio de Desarrollo Económico, elaboró la Primera comunicación de Cambio Climático. Hasta la fecha no tiene ningún proyecto local bajo la modalidad del MDL aprobado, pero tiene presentadas a valoración por la JE del MDL dos metodología de proyectos de reforestación en una superficie total de 174.000 ha y que suponen una reducción anual de 107.000 tCO2e. Sector Energético Belize mantiene su estructura eléctrica basada en la Ley de Electricidad de 1992. Dicha ley tiene como objetivo regular todo lo concerniente al servicio eléctrico en Belice. El mercado eléctrico está liberalizado y regulado. La capacidad instalada para el año 2002 era aproximadamente de 75MW, incluyendo 25MW hidroeléctricos, 25 MW de generación diesel y 25 MW comprados a México. Belize no cuenta con reservas probadas de petróleo, gas o carbón. El petróleo utilizado en la generación eléctrica es importado. Belize planea satisfacer la demanda futura de electricidad con una serie de plantas hidroeléctricas que se encuentran en las etapas iniciales del lo proceso y mejorar en eficiencia las plantas diesel existentes.

9.7

Bolivia Indicadores Económicos y Ambientales Indicadores Económicos y Ambientales Población (Millones)

8.81

PIB (Billones USD 1995)

8.28

Producción de Energía (Mtoe)

8.15

Importaciones de Energía Netas (Mtoe)

-3.92

Total Energía Primaria (Mtoe)

4.31

Consumo de Electricidad (TWh)

3.65

Consumo de Electricidad per Capita (kwh/capita)

415

Emisiones de CO2 (Mt CO2)

8.64

Emisiones de CO2 per Capita (tCO2/Capita)

0.98

Fuente: IEA Statistics2002

Cambio Climático y Marco Institucional del MDL Bolivia pertenece al grupo de Países No-Anexo I de la Convención Marco de Cambio Climático, que ratificó Bolivia en 1994. Bolivia ratificó el Protocolo de Kioto en Julio de 1999. En marzo de 2002 se creó la Oficina de Desarrollo Limpio en el Programa Nacional de Cambios Climáticos, la cual tiene entre sus responsabilidades la promoción, evaluación, operación y negociación de proyectos de mitigación del cambio climático. El cargo de AND lo ostenta el Viceministerio de Recursos Naturales y Medio Ambiente.

AND Bolivia National Program on Climate Change-Natioanl CDM Office Contacto Ms. Gisela Ulloa [email protected] http://www.odl.gov.bo/hom.htm

9.8

Bolivia se encuentra actualmente entre los ocho países con mayor riqueza biológica del planeta gracias a su amplia variedad de regiones y suelos ecológicos que albergan una gran diversidad de plantas y animales. Según los estudios realizados por el Programa Nacional de Cambio Climáticos (2003), las actividades de Uso de la Tierra, cambio del Uso de la tierra y silvicultura fueron responsables del 85 % de las emisiones de CO2 en Bolivia. Este sector tiene un gran potencial de mitigación, contando con un promedio de 73.5 millones de tCO2 por año. Las actividades de forestación y reforestación tienen un potencial de reducción estimado de 35 Millones de tCO2 para el período 2001-2012. En el futuro, mediante el MDL u otros esquemas alternativos, se espera poder habilitar al país para aprovechar créditos generados en actividades de aprovechamiento maderero eficiente, regeneración asistida de bosques, alternativas a la agricultura migratoria, fortalecimiento de áreas protegidas y sistemas agroforestales Igualmente, Bolivia cuenta con un alto potencial energético en recursos renovables y no renovables y ocupa el segundo lugar en Sudamérica en reservas de gas natural. Según los estudios del PNCC(2003) los sectores que mas contribuyen a las emisiones de GEI son el sector del transporte 44%, industrias energéticas 23% manufactura y construcción (12%), residencial (12%) . Bolivia presenta potenciales para el MDL en los siguientes sectores: • • • • •

Sustitución de tecnologías energéticas con mayor emisión por otras de menor emisión. Eficiencia de iluminación residencial. Incremento de uso residencial de gas natural Electrificación rural con energías renovables Uso de energía solar para el calentamiento de agua.

Situación de los proyectos MDL Actualmente Bolivia está desarrollando 2 actividades de proyecto MDL uno es un proyecto de gas de vertedero que está en encuesta para ser registrado y el otro proyecto hidroeléctrico en fase de validación. En total supone una reducción anual de emisiones de 121.000 tCO2e. Como puede verse a continuación Title

Methodology

Type

ktCO2/yr

years

AM3 AM5

Landfill gas Hydro

83 38

7 7

Santa Cruz landfill gas combustion project Santa Rosa hydropower plant project (16,8 MW)

Total CERs 31/12/2012 ktCO2 727 267

Status Reg. Request At validation

Fuente: CDM Pipeline, junio 2005

Cartera de proyectos en Bolivia Además la AND Boliviana cuenta con una cartera de proyectos cuya composición se resume en la siguiente tabla: Tipo de proyecto

Nº de proyectos

Reducción estimada de emisiones tCO2 e/año Reforestación y forestación 2 1.091.174 Biomasa 1 50.000 a 60.000 Energía hidráulica(16.8MW) 1 28.000 a 40.000 Captura de metano vertederos 1 80.000 Fuente: Ministerio de desarrollo sostenible Viceministerio de Recursos Naturales y Medio Ambiente Programa Nacional de Cambios Climáticos –Oficina de Desarrollo Limpio

9.9

Sector Energético Bolivia es un consumidor de energía relativamente pequeño. No obstante, la demanda energética ha aumentando constantemente, con un índice de crecimiento anual del 3.1% a partir del año 1980 a 2002. En 2002, el petróleo era la fuente energética de mayor contribución en el mix de combustibles en Bolivia, contabilizando un 60% del consumo de energía primaria total del país. El gas natural era la segunda fuente de contribución energética más grande, con el 25% del consumo de energía primaria total de Bolivia. La hidroelectricidad y otras energías renovables formaron parte del resto del mix energético. Bolivia es uno de los pocos países en Sudamérica que es autosuficiente en energía, aunque todavía existe la necesidad de importar ciertos productos derivados del petróleo para satisfacer demanda doméstica.

Fuente: EIA Country Analysis Briefs , Bolivia november 2044

9.10

Brasil Indicadores Macroeconómicos y Ambientales Población (Millones)

176.9

PIB (Billones USD 1995)

809.93

Producción de Energía (Mtoe)

161.74

Importaciones de Energía Netas (Mtoe)

31.08

Total Energía Primaria (Mtoe)

190.66

Consumo de Electricidad (TWh)

321.55

Consumo de Electricidad per Cápita (kwh/cápita) Emisiones de CO2 (Mt CO2) Emisiones de CO2 per Cápita (tCO2/Cápita)

1843 309.31 1.77

Fuente: IEA Statistics 2002

Cambio Climático y marco institucional del MDL Brasil pertenece al grupo de Países No Anexo I de la Convención Marco de Cambio Climático, que ratificó en 1992. Firmó el Protocolo de Kioto en 1998 y lo ratificó en Agosto de 2002. A nivel mundial, Brasil representa un 41% del total de reducciones certificadas de emisiones (RCEs) posibles a través de proyectos MDL según la lista de proyectos en estado de validación y registro publicada en el CDM Pipeline de las Naciones Unidas en Abril 2005. A nivel Latinoamericano, Brasil representa un 72% de reducción de emisiones anuales.

RCEs anuales en distintas regiones del mundo

AND Brasil

Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima

India

Brasil

Contacto Mr. Jose Domingos Gonzalez Miguez [email protected]

Latinoamérica

http://www.mct.gov.br/clima/

Mundo

0

2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 20000

http://www.ahk.org.br/cdmbrazil/index.htm

ktCO2eq/a

Fuente: CDM Pipeline Junio 2005

9.11

En julio de 1999, el Presidente de la República promulgó un decreto creando la Comisión Interministerial del Cambio Global del Clima, AND de Brasil, presidida por el Ministerio de Ciencia y Tecnología que ejerce también la Secretaría Ejecutiva de la Comisión. La Coordinación General de Cambios Globales del Clima se ocupa de las siguientes tareas: - asesorar al Ministro de Ciencia y Tecnología en las cuestiones relativas al cambio climático; - acompañar las negociaciones internacionales de la CMNUCC - seguimiento y participación en los trabajos científicos del IPCC, gestionando además la divulgación de los informes y documentos - coordinar los trabajos para la aplicación de la Convención en Brasil.

En estos momentos, Brasil esta desarrollando 46 actividades de proyecto MDL en etapa de validación, siendo uno de ellos el primer proyecto registrado por la Junta Ejecutiva. Los proyectos abarcan diversos sectores incluyendo Agricultura, Biogás, Energías Renovables (Hidroelectricidad y Biomasa), Eficiencia Energética y Proyectos de Captura de Gases de Rellenos Sanitarios. El número de proyectos MDL por tipo de tecnología empleada así como las reducciones de emisiones anuales en ktCO2eq/a se ilustran en la siguiente figura.

Número y Tipo de Proyectos MDL (Abril 2005)

RCEs anuales por tecnología (ktCO2e/año)

Agricultura 2

1%

Biogas 1 Vertederos 10

0% 22% Agricultura

Biogas Hidroeléctricos 6 Biomasa 25 Efic.Energ. Industria 2

1%

Biomasa

8%

Efic.Energ. Industria

Hidroeléctricos

68%

Vertederos

Brasil ha firmado Memorandos de Entendimiento en el desarrollo de proyectos MDL con España y los Países Bajos y se está negociando con Francia. Este tipo de acuerdos contribuyen a reforzar la colaboración de los países firmantes en el desarrollo de proyectos MDL, facilitando el proceso a los promotores de dichos proyectos.

9.12

Listado de Proyectos MDL en Curso

Title Granja Becker GHG mitigation project (NM34) AWMS GHG mitigation project PRO5-B-01 Minas Gerais GHG capture/combustion from swine manure man. systems at Faxinal dos Guedes and Toledo Irani biomass electricity (9.43 MW) generation project Imbituva (13,8 MW) Biomass Project (by 200 kt sawmill waste from42 companies) Inácio Martins (15 MW) Biomass Project (by 200 kt sawmill waste from 25 companies) Barralcool Bagasse Cogeneration Project (BBCP) Moema Bagasse Cogeneration Project, Brazil Vale do Rosario - Sugar Bagasse, Brazil (NM1) Santa Elisa - Sugar Bagasse, Brazil Santa Cândida Bagasse Cogeneration Project (SCBCP) Jalles Machado Bagasse Cogeneration Project (JMBCP) Rickli (5MW) Biomass electricity generation project (sawmill waste) Alta Mogiana (37,5 MW) bagasse cogeneration project Lucélia bagasse cogeneration project Nova América Bagasse Cogeneration Project Iturama Bagasse Cogeneration project (IBCP) Cruz Alta Bagasse cogeneration project (CABCP) Colombo Bagasse cogenration project (CBCP) Campo-Florido Bagasse cogeneration project (CFBCP) Termoelectrica Santa Adelia Cogeneration project (34 MW) bagasse Zillo Lorenzeti Bagasse cogeneration project Central Energética Do Rio pardo cogenration (bagasse) Bioenergia cogeneradora SA (24 MW bagasse) Precious woods energia itacoaipiara project Usinaverde Incineration of urban solid waste (golden standard PDD) Piratini Koblitz Energia SA (10 MW from sawmill waste) Cerradinho Bagasse Cogeneration Project UTE Barreiro Steel Plant (12.9 MW) Ren.El.Gen.Project Cosipar renewable electricity generation project, state of Pará Aquarius Hydroelectric Project Pesqueiro Energia small hydroelectric project (12,44 MW) Paso do Meio, Salto natal Pedrinho 1, Granada, ponte an salto corgao small hydro Brascan project activity Nova Sinceridade, Palestina, Cachoeira, Encoberta and triunfo small hydro catLEO project activity (69 MW total) BT Geradora da energia electrica (9,2 MW) Arapu tanga centrais eletricas SA-arapucel- small hydroelectric power plant project (74 MW total) Salvador Da Bahia landfill gas management project (NM4) NovaGerar landfill gas to energy project (NM5) 10 MW landfill gas to energy project at Lara landfill, Maua Brazil MARCA 11 MW landfill gas to energy project Onyx gas recovery project - SASA in Brazil (NM21) (resubmitted) Caieiras landfill gas emission reduction ESTRE’s Paulínia Landfill Gas Project (EPLGP) Bandeirantes Landfill Gas to Energy Project (BLFGE). São João Landfill Gas to Energy Project Anaconda Landfill gas project

Methodology

Type

ktCO2/yr

years

AM16 AM16 AM6 AMS-I.D. AMS-I.D.-III.E. AMS-I.D.-III.E. AM15 AM15 AM15 AM15 AM15 AM15 AMS-I.D.-3.E. AM15 AM15 AM15 AM15 AM15 AM15 AM15 AM15 AM15 AM15 AM15 AMS-I.D-III.D AMS-III.E AMS-I.D-IIIE AM15 AMS-I.D. AMS-I.D. AMS-I.D. AMS-I.D ACM2 ACM2 AMS-I.D ACM2 AM2 AM3 AM3 AM3 AM11 ACM1 AM3 ACM1 ACM1 ACM1

Agriculture Agriculture Biogas Biomass power Biomass power Biomass power Biomass power Biomass power Biomass power Biomass power Biomass power Biomass power Biomass power Biomass power Biomass power Biomass power Biomass power Biomass power Biomass power Biomass power Biomass power Biomass power Biomass power Biomass power Biomass power Biomass power Biomass power Biomass power EE, Industry EE, industry Hydro Hydro Hydro Hydro Hydro Hydro Landfill gas Landfill gas Landfill gas Landfill gas Landfill gas Landfill gas Landfill gas Landfill gas Landfill gas Landfill gas

5 58 24 146 312 318 18 61 40 60 25 15 127 40 24 20 17 35 47 17 42 79 60 33 39 4 25 53 56 21 15 42 262 100 13 181 702 270 647 171 70 321 212 1306 1371 116

10 10 10 10 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 10 7 10 7 7 10 7 7 7 7 7 10 10 10 10 10 7 7 7 7 10 7 7 7 7 7

Total CERs 31/12/2012 ktCO2 43 464 218 1197 2030 2069 226 1085 551 695 292 241 1019 509 358 241 197 408 493 220 419 1036 263 372 446 32 297 760 465 270 82 419 2621 1291 120 2042 6667 2937 5130 1200 701 2838 1484 10829 10627 812

Status At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation Registered At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation At validation

Fuente: CDM Pipeline Junio 2005

Sector Energético Brasil es el tercer consumidor energético en el hemisferio occidental después de Estados Unidos y Canadá y el décimo a nivel mundial. El consumo total de Energía Primaria ha incrementado considerablemente en la última década (3% anual). Durante la década de los noventa, Brasil ha importado petróleo para consumo interno pero en el 2003, la producción de petróleo en el país alcanzó a cubrir casi el total de la demanda y para el 2006, Brasil espera ser autosuficiente en petróleo en 2006 con una producción diaria que sobrepasaría los 2.3 millones de barriles en 2010 según la prospectiva existente. Brasil también ha creado varias organizaciones importantes a nivel energético como por ejemplo la Agencia Nacional del Petróleo (ANP) así como el Consejo Nacional para Política Energética (CNPE) con el fin de crear e implementar políticas energéticas en coordinación con su desarrollo económico y social. En 2001, Brasil vivió una crisis energética considerable la cual demostró su gran dependencia del sector hidroeléctrico y lo que llevo al país a aplicar programas de racionamiento de energía al igual que la necesidad de ampliar la oferta de energía a otras tecnologías y sectores.

9.13

Consumo Total de Energía por Fuente Gasolina 51% Hidro 33% Gas Natural 6% Carbón 5% Nuclear 2% Importes eléctricos 2% Otros 2%

Otros Importes eléctricos netos Hidro Nuclear Carbón Gas Natural Gasolina

Sector Ambiental Brasil es un actor importante en la agenda ambiental global debido a su importante patrimonio natural. La Amazonia representa el 30% de los bosques tropicales que quedan en nuestro planeta, albergando una cantidad incontable de especies de fauna y flora. El Amazonas también juega un papel importante en el cambio climático, actuando como un pulmón para el mundo absorbiendo grandes emisiones de dióxido de carbono de la atmósfera. Brasil es el consumidor de energía más grande de la región Suramericana, siendo su consumo de energía per capita comparable con el promedio de consumo de toda Sudamérica y Centroamérica. A la vez, Brasil es el mayor emisor a la atmósfera de dióxido de carbono con más de 300 millones de toneladas de CO2 en 2002. Por tipo de combustible, la mayor contribución de emisiones proviene del petróleo, carbón y gas natural. Las siguientes gráficas ofrecen más información al respecto. Emisiones de Dióxido de Carbono per Cápita

Toneladas Métricas

Millones Toneladas Métricas

Emisiones de Dióxido de Carbono

Fuente: Energy Information Administration 2005

9.14

Consumo de Energía por Tipo de Combustible 2%

5% 6%

34%

51%

Carbón Gas Natural Hydro Nuclear Petróleo Renovables

2%

Emisiones de Dióxido de Carbono - Porcentaje por Combustible

9% 12%

79%

Petróleo Carbón Gas Natural

Fuente: Energy Information Administration 2005

9.15

Chile Indicadores Económicos y Ambientales

Indicadores Económicos y Ambientales Población (Millones)

15.59

PIB (Billones USD 1995)

84.69

Producción de Energía (Mtoe)

8.78

Importaciones de Energía Netas (Mtoe)

16.67

Total Energía Primaria (Mtoe)

24.71

Consumo de Electricidad (TWh)

42.79

Consumo de Electricidad per Capita (kwh/capita)

2745

Emisiones de CO2 (Mt CO2)

46.61

Emisiones de CO2 per Capita (tCO2/Capita)

2.99

Fuente: IEA Statistics 2002

Cambio Climático y Marco Institucional del MDL Chile pertenece al grupo de Países No-Anexo I de la Convención Marco de Cambio Climático ratificada en Chile el 22/12/94. Chile ratificó el protocolo de Kioto el 02/07/02. En el marco del MDL se constituyó la AND en mayo de 2003, es el Consejo Directivo de CONAMA. La promoción de proyectos MDL está a cargo de ProChile (servicio público dependiente del Ministerio de Relaciones Exteriores) que junto con la Sociedad de Fomento Fabril (asociación gremial de empresas privadas) y el CORFO (servicio público de fomento dependiente del Ministerio de economía) son las instituciones que dan soporte al MDL en Chile.

AND Chile Comsión Nacional del Medio Ambiente(CONAMA) Contacto Mr. Javier Garcia [email protected] http://www.conama.cl

9.16

En la lucha contra el cambio climático en Chile, los temas de interés en la investigación local son transferencia tecnológica, forestal desarrollo de los inventarios nacionales de emisiones, entre otros. Situación de los Proyectos MDL Según la información recogida en CDM Pipeline junio 2005 y la AND de Chile, existen hasta la fecha 7 proyectos aprobados por la AND de los cuales 6 están siendo validados y 1 revisado. Igualmente se han propuesto 4 nuevas metodologías de las cuales 3 han sido aprobadas por la Junta Ejecutiva del MDL. Title Biogas in Peralillo (NM22) Biogas in Pocillas and La Estrella Biogas in Corneche and Los Guindos Metrogas methane recovery from pipeline rehabilitation Graneros Plant Fuel Switching Project (NM16) Copiulemu landfill gas project Cosmito landfill gas project

Methodology

Type

ktCO2/yr

years

AM6 AM6 AM6 AMS-III.D AM8 ACM1 ACM1

Biogas Biogas Biogas Energy distribution Fossil fuel switch Landfill gas Landfill gas

79 249 84 15 14 90 85

7 7 7 10 7 7 7

Total CERs 31/12/2012 ktCO2 735 2550 953 213 134 632 594

Status At validation At validation At validation At validation Under review At validation At validation

Fuente: CDM Pipieline junio 2005

Cartera actual de proyectos de MDL en Chile Además Chile posee una cartera de proyectos amplia constituida por 47 proyectos, de los cuales 6 han sido aprobados por la AND. La composición de la cartera se resume en la siguiente tabla Tipo de proyecto Biomasa (potencia 42.9 MW) Cogeneración (7.5 MW) Eficiencia Energética (304 MW) Energía Eólica (158.1 MW) Energía Hidráulica (454.6MW) Sustitución de combustibles Forestal (122.600 Ha) Recuperación de metano Transporte Otros

Nº proyectos 5 3 2 4 15 3 5 7 1 1

Reducciones tonCO2eq/año 275.166 (1 proyecto no valorado) 16.067 15.000 ( 1 proyecto no valorado) 146.900 (105MW no valorados) 1.114.151 (1 proyecto no valorado) 217.960 450.000 (4 proyectos no valorados) 938.738 (4 proyectos no valorados) 350.000 Proyecto no valorado

Fuente: presentación CONAMA 18 de abril 2005, Buenos Aires,

Se han vendido proyectos por 450.000 tCO2e/año y el potencial de la cartera de proyectos es de 3-5Mt CO2 e/año, pero existen limitaciones de barreras de mercado. Chile presenta buenas oportunidades para el desarrollo de proyectos MDL, pues es un país con bajo riesgo, tiene acuerdos comerciales con el mundo industrializado (Canadá, Unión Europea, Estados Unidos y otros), tiene acuerdos de entendimiento con Canadá, Dinamarca, Francia, y está en negociación con Holanda, Italia y Austria. Las oportunidades para el desarrollo de proyectos MDL en Chile se encuentran fundamentalmente en los siguientes sectores: Eficiencia Energética (mineria e industria), Energía Renovables (pequeña hidráulica, biomasa), transporte rellenos sanitarios y forestales (suelos degradados).

9.17

Sector Energético La mayor parte del sector energético en Chile está privatizado. Chile ha limitado los recursos energéticos autóctonos excepto la hidroelectricidad. No obstante, el país resolvió el casi 70% de su consumo de energía primaria total con los recursos energéticos domésticos entre 1970 y mediados de los años ochenta (véase el gráfico "consumo de energía primaria total y la producción, 1970-2002"). A principios de los años 90 la economía Chilena experimentó una rápida expansión, aumentando no solamente la demanda energética sino también su dependencia externa a través de las importaciones de energía primaria. Mientras que la demanda energética creció con un índice anual del 4,8% entre 1992 y 2002, la producción energética doméstica total descendió una 0.5% anual. En 2002 Chile un 29% de la demanda total de la energía primaria fue atendida con energía hidráulica siendo esta el 75 % de la producción energética doméstica. En abril de 2004 Argentina comenzó a restringir la exportaciones de Gas Natural a Chile, lo cual hizo que Chile introdujera algunos cambios en su política energética, aumentando por ejemplo en número de plantas de licuefacción de gas natural importado, así como la construcción de nuevas centrales hidráulicas.

Fuente: www.eia.doe.gov Country analysis Briefs Chile september 2004

9.18

Sector Ambiental Las mayores amenazas ambientales para Chile son la contaminación atmosférica producida por los vehículos y las emisiones de gases provenientes de las industrias, la contaminación del agua por aguas residuales no tratadas provenientes de las industrias, la tala de árboles y la erosión del suelo. La contaminación atmosférica en Santiago es el problema ambiental más severo de Chile. Las posibilidades para disminuir los riesgos ambientales se basan fundamentalmente en el aumento del uso de combustibles alternativos en el sector industrial y el eléctrico. Como es el uso del gas natural y la generación hidroeléctrica. En cuanto al desarrollo sostenible en Chile está cimentado en los siguientes aspectos: Ley de bases del medio ambiente (1994) institución: CONAMA (Comisión Nacional del Medio Ambiente), instrumentos de gestión entre otros: Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (calificación ambiental), permisos Ambientales Sectoriales, Planes de descontaminación y normas ambientales.

9.19

Colombia Indicadores Macroeconómicos y Ambientales Población (Millones)

43.73

PIB (Billones USD 1995)

99.78

Producción de Energía (Mtoe)

72.27

Importaciones de Energía Netas (Mtoe)

-41.26

Total Energía Primaria (Mtoe)

27.4

Consumo de Electricidad (TWh)

35.89

Consumo de Electricidad per Cápita (kwh/cápita)

821

Emisiones de CO2 (Mt CO2)

55.26

Emisiones de CO2 per Cápita (tCO2/Cápita)

1.26

Fuente: IEA Statistics (2002)

Política y marco institucional del MDL Colombia pertenece al grupo de Países No Anexo I de la Convención Marco de Naciones Unidas para el Cambio Climático que ratificó en 1995. Colombia accedió al Protocolo de Kioto en Noviembre de 2001. El Consejo Nacional para el Medio Ambiente, estableció en 2002 el marco general para la política de cambio climático en el país realzando la importancia del mercado global de carbono como catalizador de las iniciativas locales de reducción de emisiones de GEI. En 2003 el Consejo Nacional para la Política Económica y social acordó la estrategia para la promoción del MDL y de otras iniciativas de mitigación del cambio climático enfocadas al mercado global de carbono. En diciembre de 2002 el Parlamento de Colombia fijó incentivos fiscales para los proyectos generadores de RCEs en el campo de las energías renovables

AND Colombia Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial Contacto Ms. Martha Patricia Castillo [email protected] http://www.minambiente.gov.co/ cambioclimatico

9.20

Actualmente, Colombia desarrolla numerosos proyectos MDL. La Oficina colombiana de mitigación del cambio climático ha presentado recientemente una cartera de proyectos con 17 Notas de idea de proyecto y con la siguiente composición: Tipo de proyecto Eficiencia Energética (3.1MW)

Nº proyectos 1

Reducciones tonCO2eq/año 12.875

Energía Hidráulica (29MW) Recuperación de metano Captura de N2O Forestación

2 6 2 6

93.473 434.800 (1 no valorado) 542.400 1.247.899

Estado de proyectos (PIN) 17 Fuente: CDM project portafolio Republic of Colombia Ministry of Environment, Housing and Territorial Development (Oficina Colombiana de Mitigación del Cambio Climático) mayo 2005

De los proyectos que actualmente está desarrollando Colombia, 1 de ellos está en proceso de validación y varias metodologías están a la espera de aprobación. Estas actividades de proyectos MDL incluyen generación de energía a través de fuentes hidroeléctricas así como de fuentes renovables (e.g. eólica) y están financiados por la CAF y el PCF del Banco Mundial. El número de proyectos MDL por tipo de tecnología empleada así como las reducciones de emisiones anuales en ktCO2eq/a se ilustran en la siguiente figura. Entre las metodologías presentadas se encuentran por ejemplo el proyecto Transmilenio de transporte urbano que llegaría a reducir unos 2,5 millones de tCO2e y proyectos hidroeléctricos y eólicos. Según lo publicado por la Autoridad Nacional Designada, más de 40 actividades con posibilidad de ser elegibles al MDL están siendo evaluadas en este momento donde cabe anotar que varias de estas actividades consideran un espectro más amplio de tecnologías como se puede observar en la siguiente gráfica.

EE & SC P. MDL Aprob.; 420; 1% Cogeneración P. MDL Aprob.; 519; 1% Nuevos proy. EE & SC; 676; 1% Nuevos proy. Transporte; 2800; 4% Nuevos Proy. Generación de Energía; 27572; 38%

Nuevos Proy. Aprov. Res. Sol.; 5889; 8% Generación de Energía P. MDL Aprob.; 6727; 10%

Nuevos proy. Forestales (elegibles MDL); 26100; 37%

Fuente: Presentación AND Seminario Colombia Marzo 2005.

9.21

Colombia ha firmado varios memorandos de entendimiento (MoU) con Canadá, Francia, España, Banco Japonés JBIC, Austria y los Países Bajos. Actualmente está en validación el siguiente proyecto en Colombia: Title Agua Fresca Multipurpose and environmental services project (7,49 MW)

Methodology

Type

ktCO2/yr

years

AMS-I.D

Hydro

30

7

Total CERs 31/12/2012 ktCO2 196

Status At validation

Fuente: http:///cdm/unfccc.int/projects

Sector Energético Colombia posee numerosos recursos naturales y petroleros principalmente para uso energético. El país cuenta con reservas petroleras productivas así como importantes reservas de carbón siendo el productor más grande de Sur América, reservas significativas de gas natural y una gran capacidad instalada y potencial hidroeléctrico. El actual crecimiento económico reflejado en un incremento en la demanda de energía va a ser cubierto en el corto plazo por el carbón y el gas natural pero se deben encontrar nuevas recursos energéticos en caso que el país quiera evitar la importación de petróleo en un futuro. La gráfica siguiente muestra las diversas fuentes de generación de energía en Colombia donde se observa que el carbón, el gas natural y el petróleo equivalen al 72% de la generación de energía y el restante 28% proviene del sector hidroeléctrico así como de fuentes renovables.

Carbón Gasolina Gas Hydro Comb. Renov y residuos Geotérmico/ solar/eólico

Fuente: International Energy Agency 2005

Sector Ambiental Colombia forma parte de varios acuerdos internacionales a nivel ambiental como el Tratado de la Antártica, Desertificación, Convención en Biodiversidad, Convención marco de Cambio Climático y Protocolo de Kioto, especies en vía de extinción, residuos peligrosos, Ley de los mares, conservación de la vida marina, protección de la capa de ozono entre las más importantes. A nivel latinoamericano Colombia tiene las emisiones de dióxido de carbono mas bajas comparado con otros países importantes en la región. Por tipo de combustible la mayor

9.22

contribución a las emisiones de dióxido de carbono proviene del petróleo, gas natural y el carbón. Las siguientes gráficas ilustran mas información al respecto.

Emisiones de Dióxido de Carbono

Emisiones de Dióxido de Carbono per Cápita 450

8 400

7

Venezuela

México

4 3

Chile

2

Brasil

1000 Ton CO2

[Ton CO2]

5

México

350

6

300 250

Brasil

200

Venezuela

150 100

Colombia

50

1

Colombia

0

1980

1985

1990

1995

2000

2002

0

1985

1980

1990

1995

2000

2002

Fuente: International Energy Agency 2005

Consumo de Energía por Tipo de Combustible

Emisiones de Dióxido de Carbono – Porcentaje por Combustible 19%

18%

9%

Fuente:21% International Energy Agency 2005 20% 61%

Petróleo

México

Gas Natural Carbón

41%

Carbón 11%

Gas Natural Hydro Petróleo Renovables

Fuente: International Energy Agency 2005

9.23

Costa Rica Indicadores Económicos y Ambientales

Indicadores Económicos y Ambientales Población (Millones)

3.94

PIB (Billones USD 1995)

15.52

Producción de Energía (Mtoe)

1.76

Importaciones de Energía Netas (Mtoe)

1.9

Total Energía Primaria (Mtoe)

3.56

Consumo de Electricidad (TWh)

6.35

Consumo de Electricidad per Capita (kwh/capita)

1611

Emisiones de CO2 (Mt CO2)

5.1

Emisiones de CO2 per Capita (tCO2/Capita)

1.29

Fuente: IEA Statistics 2002

Cambio Climático y Marco Institucional del MDL Costa Rica pertenece al grupo de Países No-Anexo I de la Convención Marco de Cambio Climático ratificada por Costa Rica en 1994. Costa Rica el Protocolo de Kioto en 1998 y lo ratificó en agosto de 2002.

AND Costa Rica Oficina Costarricense de Implementación Conjunta(OCIC) Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE) Contacto Mr. Pablo Manso [email protected]

Costa Rica cuenta con un Programa Nacional de Cambio Climático dentro del cual se llevan a cabo investigaciones referentes a inventarios, estudios de vulnerabilidad, capa de ozono y la comunicación nacional, financiados principalmente por entidades externas. En noviembre de 2000 el ministerio del Ambiente y Energía (MINAE) presentó la Primera Comunicación Nacional sobre Cambio Climático que presenta el estado de las emisiones en el país, posibles impactos del cambio climático y posibles medidas de mitigación.

9.24

Entre 1990 y 1996 la emisiones per cápita disminuyeron debido a la estabilización en la tasa de deforestación, así como de a absorción en bosque secundario y las plantaciones forestales, que compensaron el crecimiento de las emisiones en los demás sectores. Costa Rica no posee legislación específica con respecto a las transacciones de carbono.

Situación de los proyectos MDL Según la información publicada en CDM Pipeline a junio 2005, Costa Rica posee un proyecto MDL aprobado por la AND, en proceso de validación sobre producción de electricidad a partir de gas de vertedero que supone una reducción de emisiones de CO2 anuales de 219.000 tCO2e. Title Rio Azul landfill gas to energy project (3,7 MW)

Methodology

Type

ktCO2/yr

years

AM11

Landfill gas

219

10

Total CERs 31/12/2012 ktCO2 2028

Status At validation

Sector Energético Costa Rica es casi autosuficiente la producción de la energía. En 2002 el 99% de su producción eléctrica fue generada a partir de fuentes de energía domésticas, siendo la hidroelectricidad la fuente de energía más grande, suponiendo en 2002 el 84% de la energía total del país. Las energías renovables (principalmente geotérmicas) y la térmica aportaron el 15% y el 1%, respectivamente, de la energía total del país en 2002. Un porcentaje pequeño de energía se generó a partir de energía eólica. Entre 1983 y 2002, la demanda eléctrica de Costa Rica creció a un índice anual del 4.7%. El Plan Oficial para la Extensión de la Generación Eléctrica en Costa Rica (2001-2016), recoge estrategias de desarrollo de la generación eléctrica para satisfacer la demanda futura. Incluye 10 potenciales proyectos hidroeléctricos que podrían contribuir con aproximadamente 875 MW. Para energía geotérmica, además de los 27.5 MW de otros proyectos y otros 20 MW de un proyecto de energía eólica.

9.25

Ecuador Indicadores Económicos y Ambientales

Indicadores Económicos y Ambientales Población (Millones)

12.82

PIB (Billones USD 1995)

23.02

Producción de Energía (Mtoe)

22.21

Importaciones de Energía Netas (Mtoe)

-12.26

Total Energía Primaria (Mtoe)

9.05

Consumo de Electricidad (TWh)

9.06

Consumo de Electricidad per Capita (kwh/capita)

707

Emisiones de CO2 (Mt CO2)

19.42

Emisiones de CO2 per Capita (tCO2/Capita)

1.52

Fuente: IEA Statistics2002

Cambio Climático y Marco Institucional del MDL Ecuador pertenece al grupo de Países No-Anexo I de la Convención Marco de Cambio Climático ratificada por Ecuador en noviembre de 1994. Ecuador ratificó el Protocolo de Kioto en diciembre de 1999.

El Ministerio del Ambiente, en su calidad de presidente del Comité Nacional sobre el Clima (CNC), ha impulsado una institucionalidad para el mercado del carbono conformada por la Autoridad Nacional para el Mecanismo de Desarrollo Limpio (AN-MDL) y la Corporación para la Promoción del Mecanismo de Desarrollo Limpio (CORDELIM).

AND Ecuador

Ministro de Ambiente del Ecuador Contacto Mr. César Narváez Telf: (593)23563462 http://www.ambiente.gov.ec

9.26

Ecuador ha adoptado memorandos de entendimiento en el MDL con diversos países como Canada, y Holanda, y está en trámites con otros países del Anexo 1. Situación de los proyectos MDL Dos proyectos hidráulicos han sido aprobados por la AND y están en proceso de validación, suponiendo una reducción total anual de emisiones de CO2 de 191.000 tCO2e Title

Methodology

Type

ktCO2/yr

years

ACM2 ACM2

Hydro Hydro

128 63

7 7

Abanico (14,8 MW) Hydroelectric Project Sibimbe (15 MW) Hydroelectric Project (NM54)

Total CERs 31/12/2012 ktCO2 896 502

Status At validation At validation

Fuente CDM pipeline junio 2005

Cartera de Proyectos MDL Además la AND de Ecuador dispone de una cartera de proyectos con la composición que se resume en la siguiente tabla: Tipo de proyecto

Nº de proyectos

Energía Hidráulica 16 (245.76MW) Energía Eólica (32MW) 3 Biomasa (36MW) 2 Cambio de combustible (54MW) 1 Reforestación y forestación 8 Reabilitación forestal 4 Recuperación de metano vertederos 1 Captura de metano vertederos 1 transporte 1 Cambio de combustible 1 Estado proyectos PDD (9), PIN (15), en estudio (14)

Reducción estimada de emisiones tCO2 e/año 1.154.406 64.561 84.372 No valorado No valorados No valorados 50.000 78.136 Por definir Por definir

Fuente: www.cordelim.net CDM in Ecuador

Sector Energético Ecuador es uno de los grandes productores de crudo en Latino America. Las exportaciones de petróleo del país han aumentado perceptiblemente en pocos años se está construyendo el segundo gran oleoducto en el país. Ecuador produjo 11.5 mil millones kilowatios hora (Bkwh) de electricidad y consumió 10.8 Bkwh en 2002.Cerca del 63% de la producción de electricidad de Ecuador es de origen hidroeléctrico, y el resto se completa con producción térmica convencional.

9.27

9.28

El Salvador Indicadores Económicos y Ambientales

Indicadores Económicos y Ambientales Población (Millones)

6.42

PIB (Billones USD 1995)

11.47

Producción de Energía (Mtoe)

2.37

Importaciones de Energía Netas (Mtoe)

1.95

Total Energía Primaria (Mtoe)

4.3

Consumo de Electricidad (TWh)

3.95

Consumo de Electricidad per Capita (kwh/capita)

616

Emisiones de CO2 (Mt CO2)

5.37

Emisiones de CO2 per Capita (tCO2/Capita)

0.84

Fuente: IEA Statistics 2002

Cambio Climático y Marco Institucional del MDL El Salvador pertenece al grupo de Países No-Anexo I de la Convención Marco de Cambio Climático, que ratificó en 1995. El Salvador firmó el Protocolo de Kioto en 1998 y lo ratificó en noviembre de 1998.

En abril de 2002, se nombró ante la Secretaría de la Convención de Cambio Climático al Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales (MARN) como Autoridad Nacional Designada para el MDL en El Salvador, con el objetivo de apoyar y desarrollar actividades orientadas a implementar el MDL en el país.

AND El Salvador Ministerio del Medioambiente y Recursos Naturales Contacto Mr. Maurio Ayala [email protected]

9.29

Recientemente el MARN finalizó con el apoyo del Fondo de Carbono del Banco Mundial, el estudio de la Base de Referencia en el Sector eléctrico en El Salvador, en el cual se determinó que para proyectos de pequeña escala (≤ a 15 MW de capacidad) y proyecto nuevos de eficiencia energética de pequeña escala (≤ a 15 GWh por año en ahorro), el factor de emisión es de 0.725 tCO2 por MWh. (fuente MARM , fondo de Carbono 2003).

Sector Energético El Salvador es mayor productor de energía geotérmica de America Central. En 2003, el país produjo 0.97 Bkwh de electricidad geotérmica, representando aproximadamente 21.9% de electricidad total generada, según estadística del gobierno. Del total de la electricidad generada en 2003 el 37.5% provino de la generación térmica y el 33.1% de la generación hidráulica, el resto se completó con importaciones de electricidad de Guatemala y de Honduras. A fecha diciembre 2003 había dos instalaciones geotérmicas en funcionamiento en El Salvador, el 95-MW Ahuachapán, y el 66-MW Berlín. La compañía propiedad del gobierno LaGeo, antes Gesal , opera estas dos plantas mayoritarimente, dichas plantas se están ampliando en la actualidad, así como se está concluyendo el estudio de viabilidad para una tercera planta, Cuyanausul. Se espera que los tres proyectos aumenten en 64 MW de capacidad de generación eléctrica instalada para mediados del 2006. Junto con las dos instalaciones geotérmicas, había 7 plantas termicas y 4 plantas hidroeléctricas en operación.

El Gobierno de El Salvador, por medio del Ministerio de Ambiente y Recursos Naturales (MARN), está gestionando ante el Fondo para el Medio Ambiente Mundial (GEF), por medio del PNUD, un proyecto nacional denominado: Electrificación basada en recursos energéticos renovables. Este proyecto tiene como objetivo global la reducción de emisiones de GEI, producto de la generación eléctrica en El Salvador. (Fuente:Guía Centroamericana de Financiamiento de Carbono 2004).

9.30

Guatemala Indicadores Económicos y Ambientales

Indicadores Económicos y Ambientales Población (Millones)

11.99

PIB (Billones USD 1995)

18.61

Producción de Energía (Mtoe)

5.41

Importaciones de Energía Netas (Mtoe)

2.1

Total Energía Primaria (Mtoe)

7.38

Consumo de Electricidad (TWh)

4.43

Consumo de Electricidad per Capita (kwh/capita)

370

Emisiones de CO2 (Mt CO2)

9.94

Emisiones de CO2 per Capita (tCO2/Capita)

0.83

Fuente: IEA Statistics 2002

Cambio Climático y Marco Institucional del MDL Guatemala pertenece al grupo de Países No-Anexo I de la Convención Marco de Cambio Climático ratificada por Guatemala en 1995. Guatemala firmó el Protocolo de Kioto en 1998 y lo ratificó en octubre de 1999. Guatemala no cuenta con legislación específica sobre transacciones de carbono. A través de la Oficina de Cambio Climático de la Comisión Nacional del Medio Ambiente (CONAMA) actualmente Ministerio del Ambiente, está preparando el inventario de GEI como primer paso de su plan de acción para abordar el cambio climático. En 1996 se creó la Oficina Guatemalteca de Implementación Conjunta (OIGC), tiene la finalidad de promover la inversión den los proyectos de Acción Conjunta y MDL en Guatemala estableciendo las condiciones legales, políticas, técnicas y financieras necesarias para este fin.

AND Guatemala Ministerio de Ambiente y Recusos Naturales Contacto Mr. Juan Mario Dary Fuentes [email protected] http://www.marn.gob.gt

9.31

Proyectos en el Marco del MDL Actualmente Guatemala posee tres proyectos de tipo hidroeléctrico en fase de validación, que suponen una reducción total de emisiones de CO2 anuales de 224.000 tCO2e. Title Hidroélectrica Candelaria (4.3 MW hydro) Rio Hondo II hydroelectric project (32 MW) Las Vacas hydrolectric project (45 MW)

Methodology

Type

ktCO2/yr

years

Total CERs 31/12/2012 ktCO2

Status

AMS-I.D. AM5 AM5

Hydro Hydro Hydro

24 107 93

7 7 7

180 537 1111

At validation At validation At validation

fuente: CDM pipeline junio 2005

Sector Energético Guatemala inició el proceso de reforma del subsector eléctrico con la promulgación de la Ley General de Electricidad del año 1996. La demanda de potencia eléctrica ha crecido en los últimos años a un promedio del 7.7% y la energía al 8.0% y se estima que para los próximos años alcanzará un crecimiento constante promedio del 5.0%. En la generación actual predominan las plantas térmicas. Según datos del MEM, la capacidad firme declarada en Guatemala se incrementó en el período 1991 a 2003 en 991MW de los cuales solamente 103 MW corresponden a la generación hidroeléctrica y geotérmica. En diciembre 2002 el 46.2% de la producción provino de fuentes de energía renovable y el 53.8% correspondió a centrales termoeléctricas. Con la finalidad de cumplir con los fundamentos legales para promocionar las energías renovables el Ministerio de Energía y Minas (MEN)en función de las estrategias de su Plan de Trabajo se encuentra trabajando en distintos proyectos para concertar acciones en el sector de las Energías Renovables.

9.32

Honduras Indicadores Económicos y Ambientales

Indicadores Económicos y Ambientales Población (Millones)

6.8

PIB (Billones USD 1995)

4.84

Producción de Energía (Mtoe)

1.62

Importaciones de Energía Netas (Mtoe)

2.05

Total Energía Primaria (Mtoe)

3.43

Consumo de Electricidad (TWh)

3.67

Consumo de Electricidad per Capita (kwh/capita)

539

Emisiones de CO2 (Mt CO2)

5.4

Emisiones de CO2 per Capita (tCO2/Capita)

0.79

Fuente: IEA Statistics2002

Cambio Climático y Marco Institucional del MDL Honduras pertenece al grupo de Países No-Anexo I de la Convención Marco de Cambio Climático, que ratificó en 1995. Honduras firmó Protocolo de Kioto en 1999 y lo ratificó en julio de 2000. Las acciones de Honduras relacionadas con el MDL para la energía están a cargo de la Dirección General de Energía (DGE) de la Secretaria de Recursos Naturales y Ambiente (SERNA). La DGE tiene la misión de identificar proyectos energéticos que podrían ser elegibles para el MDL. El país también ha desarrollado un inventario nacional de GEI que emplea como año base 1995 para el cálculo de la reducción de emisiones.

AND Honduras Secretaria de Estado en los Despachos de Recursos Naturarles y Ambiente Contacto Mr. Gerardo Antonio Salgado Ochoa [email protected] http://www.rds.org.hn

9.33

Situación de los Proyectos del MDL Honduras posee nueve proyectos de tipo hidroeléctrico en diferentes fases del ciclo de proyecto MDL; 6 en fase de validación, 1 registrado y 2 en revisión, que suponen una reducción total de emisiones de CO2 anuales de 157.223 tCO2e.

Title Cececapa (2,9 MW) run of river Hydroelectric Project Yojoa Small (0,6 MW) run of river Hydropower Project Rio Blanco (5 MW) Small Scale Hydroelectric Project Zacapa (0,5 MW) run of river Mini Hydro Station Project La Esperanza Hydroelectric 12.7 MW small scale project Cortecito (5.3MW) and San Carlos (4.0 MW) small-scale hydro project Cuyamapa 12.2 MW Hydroelectric small scale project La Gloria Hydroelectric project (5,8 MW) Cuyamel Hydroelectric project (7,8 MW)

Methodology

Type

ktCO2/yr

years

AMS-I.D. AMS-I.D. AMS-I.D. AMS-I.D. AMS-I.D. AMS-I.D. AMS-I.D. AMS-I.D. AMS-I.D.

Hydro Hydro Hydro Hydro Hydro Hydro Hydro Hydro Hydro

2 1,2 18 1 34 37 36 23 28

10 10 10 10 7 10 10 7 7

Total CERs 31/12/2012 ktCO2 15 9,2 150 7,6 328 265 238 152 179

Status At validation At validation Registered At validation Under review Reg.request Registered At validation At validation

fuente: CDM pipeline junio 2005

Sector Energético En 2003, Honduras generó el 57% de su electricidad a partir de fuentes térmicas, el 36% de hidroelectricidad, y 0.33% de biomasa, según la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), el resto de la energía eléctrica se importó de Costa Rica y de Panamá. En diciembre de 2003, había 14 centrales eléctricas térmicas, 9 plantas de la hidroeléctricas, y 4 plantas de biomasa en la operación en Honduras, según estadística del gobierno. El desarrollo actual del sector eléctrico en Honduras está a cargo de la empresa nacional ENEE, la Comisión Nacional de la Energía (CNE) y la Secretaría de Recursos Naturales y ambiente (SERNA) por medio de la dirección de Energía.

9.34

México Indicadores Macroeconómicos y Ambientales Población (Millones)

100.44

PIB (Billones USD 1995)

375.33

Producción de Energía (Mtoe)

229.89

Importaciones de Energía Netas (Mtoe)

-70.78

Total Energía Primaria (Mtoe)

157.31

Consumo de Electricidad (TWh)

184.03

Consumo de Electricidad per Cápita (kwh/cápita)

1832

Emisiones de CO2 (Mt CO2)

365.15

Emisiones de CO2 per Cápita (tCO2/Cápita)

3.64

Fuente: IEA Statistics 2002

Cambio Climático México pertenece al grupo de Países No – Anexo I de la Convención Marco de Cambio Climático, que ratificó en Marzo de 1993. México firmó el Protocolo de Kioto en 1998 y lo ratificó en Septiembre de 2000. Actualmente, México desarrolla varios proyectos MDL donde se tiene estimado que se generarán entre 187 y 400 ktCO2eq/a anuales y con un potencial al 2012 entre 1.2 y 4 millones de toneladas de CO2eq/a. A nivel mundial México contribuye con un porcentaje muy pequeño, sin embargo, si su potencial es ampliamente utilizado su contribución puede ser más significativa.

Reducción de Emisiones y Potencial de Reducción

Comisión Intersecretarial de Cambio Climático (CICC)

400

México

Potencial 1244

Contacto M. en C. Miguel Angel Cervantes Sánchez ([email protected])

4000

Mundo

15734

0

2000

AND México

4000

6000

8000

http://www.semarnat.gob.mx 10000

12000

14000

16000

18000

[ktCO2eq/a]

Fuente: CDM Pipeline Abril 2005

9.35

México está desarrollando varias actividades de proyecto MDL en etapa de validación. Los cuatro proyectos son hidroeléçtricos y están financiados principalmente por el Fondo Prototipo del Carbono PCF. El número de proyectos MDL por tipo de tecnología usada así como las reducciones de emisiones anuales en ktCO2eq/a se ilustran en la siguiente figura. México tiene Memorandos de Entendimiento con Austria, Canadá, Dinamarca, España, Francia, Italia, Japón y los Países Bajos. Listado de proyectos MDL en curso Title Trojes 8 MW hydro project Benito Juarez 15 MW hydro project Chilatán 15 MW hydro project El Gallo 30 MW hydro project (NM23)

Methodology

Type

ktCO2/yr

years

AMS-I.D. AMS-I.D. AMS-I.D. AM5

Hydro Hydro Hydro Hydro

23 41 52 71

7 7 7 7

Total CERs 31/12/2012 ktCO2 209 244 354 437

Status At validation At validation At validation At validation

Fuente: CDM Pipeline Abril 2005

Sector Energético México tiene abundantes reservas petroleras y de gas natural y sus exportaciones a Estados Unidos han hecho crecer el sector energético considerablemente en los últimos años. Su creciente desarrollo económico ha generado un exceso en la demanda de energía el cual ha saturado las posibilidades de oferta adicional y esto se ha visto en las recientes inversiones en infraestructura energética para reducir importaciones de fuentes energéticas en el futuro. Con respecto al gas natural, durante los últimos dos años, México ha tenido que importar gas natural desde Estados Unidos para cubrir la demanda del sector energético el cual ha incrementado su consumo considerablemente. La gráfica siguiente ilustra las diversas fuentes de generación de energía en México donde se observa que el gas natural y el petróleo equivalen al mas del 80% de la generación de energía.

Carbón Gasolina Gas Hydro Comb. Renov yGeotérmico/ residuos solar/eólico

Fuente: Generación de Energía Primaria

9.36

Sector Ambiental México forma parte de varios acuerdos internacionales a nivel ambiental como la convención en biodiversidad, convención marco de cambio climático, desertificación, especies en vía de extinción, residuos peligrosos, Ley de los mares, conservación de la vida marina, protección de la capa de ozono entre las más importantes. A nivel mundial México contribuye solamente con un 1.5% de las emisiones de dióxido de carbono provenientes del sector energético pero a nivel regional contribuye considerablemente junto con Brasil, Venezuela y Chile en Latinoamérica. El consumo de energía y las emisiones de dióxido de carbono per cápita son importantes en comparación con otros países latinoamericanos pero bajas en comparación con países industrializados. Por tipo de combustible, la mayor contribución de emisiones proviene del petróleo, carbón y gas natural. Las siguientes gráficas ofrecen más información al respecto.

Emisiones de Dióxido de Carbono

Emisiones de Dióxido de Carbono per Cápita 450

8

400

7

1000 Ton CO2

Venezuela [Ton CO2]

6 5

México 4 3

Chile

México

350 300 250

Brasil 200

Venezuela

150

2

Brasil

1

100

Chile

50

0

1980

1985

1990

1995

2000

2002

0

1980

1985

1990

1995

2000

2002

Fuente: Energy Information Administration 2005

Emisiones de Dióxido de Carbono -Porcentaje por Combustible Consumo de Energía por Tipo de Combustibl

1%

2% 4%

6% 23%

24% 65%

71%

Petróleo Gas Natural Carbón

Nuclear Renovables Carbón Hydro Gas Natural Petróleo

9.37

Nicaragua Indicadores Económicos y Ambientales

Indicadores Económicos y Ambientales Población (Millones)

5.34

PIB (Billones USD 1995)

2.65

Producción de Energía (Mtoe)

1.66

Importaciones de Energía Netas (Mtoe)

1.23

Total Energía Primaria (Mtoe)

2.91

Consumo de Electricidad (TWh)

1.89

Consumo de Electricidad per Capita (kwh/capita)

353

Emisiones de CO2 (Mt CO2)

3.81

Emisiones de CO2 per Capita (tCO2/Capita)

0.71

Fuente: IEA Statistics 2002

Cambio Climático y Marco Institucional del MDL Nicaragua pertenece al grupo de Países No – Anexo I de la Convención Marco de Cambio Climático, que ratificó en 1995. Nicaragua firmó el Protocolo de Kioto en 1998 y lo ratificó en noviembre de 1999. Con el apoyo del PNUD/Nicaragua, la Oficina de Cambio Climático y Desarrollo Limpio (ONDL) fue creada en febrero de 2002, como un ente adscrito al Ministerio del Ambiente y Recursos Naturales (MARENA). Esta entidad es gobernada por una junta directiva donde participa tanto el sector público como la sociedad civil. Esta Oficina fue acreditada como Entidad Nacional Designada para el MDL y se encarga de dar el aval gubernamental que requieren los proyectos MDL. Uno de los objetivos prioritarios de esta Oficina es facilitar la entrada de Nicaragua al mercado del carbono.

AND Nicaragua Oficina Nacional de Desarrollo Limpio y Cambio Climatico Ministerio del Ambiente y Rrecursos Naturales Contacto [email protected] http://www.marena.gob.ni

9.38

Nicaragua ha firmado memorandos de entendimiento para facilitar la transacción de bonos de carbono con los Países Bajos, Finlandia, Canadá y Dinamarca. La Oficina nacional de desarrollo limpio y cambio climático ha desarrollado un proceso sencillo y rápido para otorgar el aval gubernamental que requieren los proyectos MDL. Adicionalmente existe el Consejo Nacional de Cambio Climático, órgano multisectorial donde participan diversas instituciones y organizaciones del sector público, sociedad civil y académico. Con apoyo del Fondo para el Medio Ambiente Mundial (FMAM-GEF)a través del Programa de las Naciones Unidades para el Desarrollo (PNUD) Nicaragua ha completado su primer inventario nacional de GEI. Este instrumento refleja la situación del as emisiones, así como la capacidad de absorción de GEI del país, utilizando como año base e1994. El resultado más destacado de este estudio ha sido que sector forestal y de cambio de uso de la tierra representa la mayor fuente de emisiones de CO2 y al mismo tiempo representa la mayor capacidad de absorción de GEI en el país, por lo tanto establece que Nicaragua es un país sumidero de carbono principalmente debido a la generación natural de la vegetación.

Situación de proyectos MDL Nicaragua actualmente tiene un proyecto MDL en fase de validación, de generación eléctrica geotérmica (66MW), con reducción de emisiones CO2 anuales de 311.000 tCO2e. Title San Jacinto Tizate (66 MWe) geothermal project

Methodology

Type

ktCO2/yr

years

ACM2

Geothermal

311

7

Total CERs 31/12/2012 ktCO2 2717

Status At validation

fuente: CDM pipeline junio 2005

Sector Energético A partir de 1990, el gobierno de Nicaragua inició un proceso de reforma energética para asegurar el suministro confiable y eficiente de energía, promover la eficiencia económica en el sector energético y atraer los recursos necesarios para la expansión de la infraestructura eléctrica, el proceso culminó en abril de 1998. Nicaragua tiene un gran potencial de recursos energéticos renovables y limpios. Entre estos recursos se encuentran los siguientes: energía hidráulica, geotérmica, biomasa, energía eólica y solar. El potencial hidroeléctrico de proyectos mayores de 15 MW se estima en 5.582 MW basado en una cartera de 78 proyectos de los cuales el 30% aproximadamente son los más atractivos económicamente. Estos totalizan los 1.767 MW definidos en 13 proyectos. El potencial estimado bruto de centrales hidráulicas de tamaño medio (plantas de hasta 15MW) es de cerca de 200MW. Se han identificado 30 lugares con potencial hidráulico para generación eléctrica a pequeña escala para un total de potencia instalada de 11.510 KW. (Fuente: Guía Centroamericana de Financiamiento de Carbono septiembre 2004). 9.39

Panamá Indicadores Económicos y Ambientales

Indicadores Económicos y Ambientales Población (Millones)

2.94

PIB (Billones USD 1995)

10.05

Producción de Energía (Mtoe)

0.74

Importaciones de Energía Netas (Mtoe)

2.13

Total Energía Primaria (Mtoe)

3.02

Consumo de Electricidad (TWh)

4.1

Consumo de Electricidad per Capita (kwh/capita)

1394

Emisiones de CO2 (Mt CO2)

5.29

Emisiones de CO2 per Capita (tCO2/Capita)

1.8

Fuente: IEA Statistics2002

Cambio Climático y Marco Institucional del MDL Panamá pertenece al grupo de Países No-Anexo I de la Convención Marco de Cambio Climático, que ratificó en 1995. Panamá firmó el Protocolo de Kioto en 1998 y lo ratificó en marzo de 1999. La autoridad Nacional del Ambiente (ANAM), además de ser responsable de elaborar, coordinar y fiscalizar la ejecución de la política nacional de cambio climático, creó en 2001 el Programa Nacional de Cambio Climático. Uno de los componentes fundamentales de este programa es el subprograma de Inventarios Nacionales y Mitigación de Gases de Efecto Invernadero. Adicionalmente, como una ONG con jurisdicción legal la Fundación Panameña de Servicios Ambientales (FUPSA), se creó para ejecutar las actividades relacionas con las reducciones de emisiones del país.

AND Panamá Autoridad Nacional del Ambiente Contacto Mr. Eduardo Reyes [email protected] http://www.anam.gob.pa

9.40

Situación de proyectos MDL Panamá actualmente tiene un proyecto MDL en fase de validación, de generación Hidráulica, con reducción de emisiones CO2 anuales de 39.000 tCO2e. Title Los Algarrobos small scale hydroelectric (9,73)

Methodology

Type

ktCO2/yr

years

AMS-I.D

Hydro

39

7

Total CERs 31/12/2012 ktCO2 193

Status At validation

fuente: CDM pipeline junio 2005

Hasta la fecha de la edición de la guía Centro Americana de Financiamiento de carbono de septiembre 2004, Panamá contaba con una cartera de proyectos aptos para la reducción de emisiones de CO2 a través del MDL en el sector de la energía, son proyectos considerados de energía renovable, como se puede ver a continuación. Tipo de proyecto Energía Hidráulica (384MW) Energía Eólica (45 MW)

Nº proyectos 13 4

Reducciones tonCO2eq/año 668.040 (1 proyecto no valorado) 221.169 (1 proyecto no valorado)

Sector Energético En 2002, Panamá generó 4.9 Bkwh de electricidad, de los cuales el 50.1% fueron generados a partir de energía hidráulica, 49.5% de procedencia térmcia y el 0.4% procedentes de otras energías renovables. Panamá genera más electricidad de la que consume, exportando su electricidad a los países vecinos, principalmente a Costa Rica.

9.41

Paraguay Indicadores Económicos y Ambientales

Indicadores Económicos y Ambientales Población (Millones)

5.51

PIB (Billones USD 1995)

9.37

Producción de Energía (Mtoe)

6.29

Importaciones de Energía Netas (Mtoe)

-2.38

Total Energía Primaria (Mtoe)

3.91

Consumo de Electricidad (TWh)

4.87

Consumo de Electricidad per Capita (kwh/capita)

884

Emisiones de CO2 (Mt CO2)

3.56

Emisiones de CO2 per Capita (tCO2/Capita)

0.65

uente: IEA Statistics 2002

Cambio Climático y Marco Institucional del MDL Paguay pertenece al grupo de Países No-Anexo I de la Convención Marco de Cambio Climático ratificada por Paraguay en el año 1993. Paraguay ratificó el Protocolo de Kioto en 1999.

AND Paraguay Secretaria del Ambiente Contacto Mr. Alfredo Molinas [email protected]

http://www.uninet.gov.py/seam/

La Comisión Nacional de cambio climático de Paraguay es un órgano colegiado, de carácter institucional como instancia deliberativa, consultiva y resolutoria de la política nacional relacionados a los temas de Cambio Climático. Está integrada por instituciones gubernamentales, privadas, educativas, de investigación, ONG´s.

9.42

La Oficina Nacional de Cambio Climático (ONCC) eslla instancia ejecutiva de la política nacional sobre el Cambio Climático. La Oficina y la Administración Nacional estará a cargo de un Director Nacional, el cual será nombrado por el Secretario Ejecutivo del Ambiente, con acuerdo de la Comisión Nacional. Paraguay está en proceso de firma de memorandos de entendimiento en materia de MDL con Austria, España y Japón.

Acciones en materia de cambio climático Las principales acciones de Paraguay en materia de cambio climático son las siguientes: -

Inventario de gases de efecto invernadero. (1990 y 1994) Perfil Nacional de Cambios Climáticos. (2000) Primera Comunicación Nacional de Cambios Climáticos. (2001) Transferencia de Tecnología (2002)

Proyectos MDL y oportunidades Paraguay cuenta con dos Notas de idea de proyecto para los siguientes MDL: - Secuestro de Carbono por sistema silvopastoril en el Chaco. - Captura de Metano-Relleno Sanitario-Asunción Igualmente se han identificado como sectores de oportunidad la prroducción de alcohol carburante para su mezcla con combustibles fósiles y la producción de biodiesel mediante proyectos de forestación con palmas Acrocomia totai.

9.43

Perú Indicadores Económicos y Ambientales

Indicadores Económicos y Ambientales Población (Millones)

26.75

PIB (Billones USD 1995)

63.65

Producción de Energía (Mtoe)

9.23

Importaciones de Energía Netas (Mtoe)

2.95

Total Energía Primaria (Mtoe)

12.0.2

Consumo de Electricidad (TWh)

19.71

Consumo de Electricidad per Capita (kwh/capita)

737

Emisiones de CO2 (Mt CO2)

25.63

Emisiones de CO2 per Capita (tCO2/Capita)

0.96

Fuente: IEA Statistics 2002

Cambio Climático y Marco Institucional del MDL Perú pertenece al grupo de Países No-Anexo I de la Convención Marco de Cambio Climático ratificada en Perú en 1993. Perú firmó el Protocolo de Kioto en 1998 y lo ratificó en septiembre de 2002.

En Perú, los temas relacionados con el cambio climático, particularmente el Mecanismo de Desarrollo Limpio, han sido manejados por dos instituciones, el Consejo Nacional del Ambiente – CONAM a nivel de políticas y, el Fondo Nacional del Ambiente – FONAM como el promotor de proyectos MDL en el país. AND Peru Consejo Nacional del Ambiente(CONAM) Contacto Ms. Patricia Iturregi [email protected] http://www.conam.gob.pe

9.44

CONAM es el organismo que establece las políticas ambientales, el punto focal de la Convención Marco de las Naciones Unidas para el Cambio Climático y la Autoridad Nacional Designada (AND) del Mecanismo de Desarrollo Limpio. CONAM ha desarrollado e implementado el procedimiento ISO P-34 para la evaluación rápida de los proyectos MDL. Tras la presentación del proyecto a la AND, en los siguientes 45 días los proponentes del proyecto obtienen un declaración de aprobación o desaprobación de la actividad del proyecto y se refiere exclusivamente a la contribución del proyecto al desarrollo sostenible del país. En cuanto al FONAM, fue creado por ley del Congreso y está regido bajo la ley privada. Es una institución pública y de interés social. FONAM tiene como objetivos promover la inversión pública privada en proyectos ambientales. Entre las áreas de trabajo de FONAM, se ha enfocado en la promoción del Mecanismo de Desarrollo Limpio, siendo la entidad oficial promotora de proyectos MDL y apoyando el financiamiento de los mismos.

Situación de los proyectos MDL Perú posee dos proyectos hidráulicos y uno de biomasa que han sido aprobados por la AND y están en proceso de validación suponen una reducción total anual de emisiones de CO2 de 133.000 tCO2e. Title Paramonga CDM bagasse boiler projects (from fuel oil) Poechos I ("The project") (15,4 MW) Santa Rosa (1,1 MW + 1,5 MW + 1,5 MW)

Methodology

Type

ktCO2/yr

years

AMS-I.C. ACM2 AMS-I.D

Biomass power Hydro Hydro

87 32 14

10 7 7

Total CERs 31/12/2012 ktCO2 607 223 114

Status At validation At validation At validation

Fuente: CDM pipeline junio 2005

Cartera de proyectos MDL Además Perú posee una cartera de proyectos MDL con la composición que se resume en la siguiente tabla:

Tipo de proyecto

Nº proyectos

Energía Hidráulica (875MW) Biomasa Energía Eólica (20MW) Residuos sólidos -recuperación de metano Transporte Reforestación y forestación (8.339 Ha) Reforestación (15.200 Ha) Forestación (8.000 Ha)

17 5 1 4

Reducciones tonCO2eq/año 2.556.247 398.190 24.000 794.310

2 2

399.744 43.620

7 1

128.869 33.776

Fuente: www.fonamperu.org, CDM in Peru Good business with sustainable development

9.45

Fuente: fonam. Documento pdf volante-resumen MDL febrero2005

Sector Energético Perú es el cuarto país de mayor extensión en Sudamérica y tiene un PBI de US$ 61 mil millones. La actividad económica peruana ha registrado una tendencia creciente, sobre el promedio registrado para América Latina. En el 2003 el PBI creció en 4%, las inversiones privadas se incrementaron en 5.7% y el consumo privado creció en un 3,3%. Perú es la cuarta reserva mayor de gas natural de toda Sudamérica. En 2002, el país produjo y consumió 15.5 mil millones pies cúbicos (Bcf) de gas natural, produciéndose un aumento del 18% respecto a los años anteriores. En los próximos años Perú se convertirá probablemente en un uno de los paises exportadores de gas natural licuado de Suramérica, (proyecto Camiseta). Respecto al sector eléctrico, Perú privatizó la mayor parte del sector en los año 90. En el año 2002 Perú tenía 6.0 gigawatios (GW) de capacidad de generación instalada. En ese año, el país generó 21.7 mil millones kilowatios (Bkwh) de energía eléctrica mientras que consumía 20.2 Bkwh. Aunque la capacidad instalada se divide uniformemente entre la hidráulica y térmica convencional, 88% del suministro total de electricidad es de origen hidráulico.

9.46

Uruguay Indicadores Económicos y Ambientales

Indicadores Económicos y Ambientales Población (Millones)

3.36

PIB (Billones USD 1995)

18.47

Producción de Energía (Mtoe)

1.24

Importaciones de Energía Netas (Mtoe)

1.37

Total Energía Primaria (Mtoe)

2.51

Consumo de Electricidad (TWh)

6.27

Consumo de Electricidad per Capita (kwh/capita)

1866

Emisiones de CO2 (Mt CO2)

4.18

Emisiones de CO2 per Capita (tCO2/Capita)

1.24

Fuente: IEA Statistics 2002

Cambio Climático y Marco Institucional del MDL Uruguay pertenece al grupo de Países No-Anexo I de la Convención Marco de Cambio Climático ratificada en Uruguay en 1994. Uruguay firmó el Protocolo de Kioto en 2000 y lo ratificó en febrero de 2001. El Ministerio de Vivienda, ordenamiento territorial y Medio Ambiente creó en el ámbito de la Dirección Nacional de Medio Ambiente, la Unidad de Cambio Climático (UCC), por Resolución Ministerial Nº 505/94, del 29 de diciembre de 1994.

AND Uruguay Unidad de Cambio Climático(UCC) Contacto Mr. Luis Santos [email protected] http://www.cambioclimatico.gub.uy

9.47

La Unidad de Cambio Climático actúa como órgano operativo y entre sus funciones se encuentran: • organización, gestión y ejecución de las actividades que emergen de la aplicación de la CMNUCC, • elaboración y actualización de los Inventarios Nacionales de emisiones netas de Gases de Efecto Invernadero (GEI), • identificación, elaboración y evaluación de políticas y medidas de respuestas al Cambio Climático, • difusión y promoción de tecnologías, prácticas y procesos para la reducción y prevención de emisiones de GEI, • promoción y desarrollo de actividades de capacitación, difusión y sensibilización pública en materia de Cambio Climático, y • desarrollo de las relaciones internacionales con los organismos, instituciones y agencias de la CMNUCC o vinculados a ella.

Situacción de los proyectos MDL Uruguay ha presentado a la JE del MDL una metodología de aforestación de un total de 1000 hectáreas y una reducción de emisiones anuales de 180.000 tCO2 e. Cartera de proyectos MDL Además la Autoridad Nacional designada de Uruguay tiene la siguiente cartera de proyectos MDL: Tipo de proyecto

Nº proyectos

Cambio de combustible Eficiencia energética en sector industrial Generación eléctrica con gas natural Captura de metano Biomasa Biodiesel Aforestación (40.000 ha)

3 1

Reducciones tonCO2eq/año 57.720 10.312

1 2 2 1 2

215.469 388.787 19.000 117.000 470.833

Fuente: National Strategy Study for the Apllication of the CDM in Uruguay . March 2003 Ministerio de Vivienda, Ordenamiento Territorial y Medio Ambiente. Dirección Nacional de Medio Ambiente Unidad de Cambio Climático

Sector Energético Uruguay posee una gran dependencia de fuentes de energía primaria del exterior. En 2002 el petróleo supuso un 42% del consumo total de energia primaria, mientras que el gas natural y el carbón supusieron solamente el 0.5% y 0.04% respectivamente. La hidroelectricidad sigue siendo hoy por hoy la principal fuente de de energía en Uruguay, cubriendo el 60% de la demanda del país en 2002. Desde 2004 Uruguay presenta una serie de desafíos respecto a las fuentes energéticas primarias, debidas al aumento del precio del petróleo, disminución de los niveles de agua y en la disminución de las importaciones de gas y electricidad de Argentina. La actual sequia tiene a las plantas hidroeléctricas por debajo de 9.48

su capacidad, lo cual ha obligado al gobierno ha recurrir al uso de centrales térmicas de fuel. Las disminución de importaciones de gas y electricidad de Argentina debido a la crisis que sufrió ésta, ha incitado al gobierno de Uruguay a firmar contratos con Brasil de importación de electricidad y con Bolivia de importación de gas natural para compensar el déficit.

Fuente: www.eia.doe.gov. Uruguay Country Analysis Brief decembre 2004

9.49

9.50

Venezuela Indicadores Económicos y Ambientales

Indicadores Económicos y Ambientales Población (Millones)

25.09

PIB (Billones USD 1995)

74.73

Producción de Energía (Mtoe)

210.15

Importaciones de Energía Netas (Mtoe)

-155.54

Total Energía Primaria (Mtoe)

54.01

Consumo de Electricidad (TWh)

65.31

Consumo de Electricidad per Capita (kwh/capita)

2603

Emisiones de CO2 (Mt CO2)

123.37

Emisiones de CO2 per Capita (tCO2/Capita)

4.92

Fuente: IEA Statistics2002

Cambio climático y marco institucional del MDL Venezuela es Parte tanto de la CNUCC, ratificada el 27 de diciembre de 1994, como del Protocolo de Kioto desde febrero de 2005 Se han realizado numerosos estudios básicos, incluyendo el primer Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero, realizado en A.L entre 1994 – 1997 Venezuela no dispone a junio de 2005 de una Autoridad Nacional Designada para el MDL aunque existen ya propuestas de creación de la misma integrada en el Ministerio de Ambiente y Recursos Naturales.

Emisiones de GEI El aporte de emisiones mundiales de Venezuela es solo del 0,48% debido a: baja población 24 mill. Sus abundantes recursos de hidroenergia le permite cubrir el 70% de sus requerimientos de electricidad y significativo consumo de gas para satisfacer la demanda de energía industrial, comercial y domestica El 77% de las emisiones de GEI expresadas como emisiones de CO” provienen del sector energetico, repartidas en 55% quema de combustible fosiles y 22 venteos de gas a la atmosfera. Las actividades agrícolas suponen un 15%, los procesos industriales 4,9% y el manejo de desechos 3,3%.

9.51

Oportunidades en proyectos MDL Venezuela ha identificado oportunidades para el desarrollo de proyectos MDL en los siguientes campos: -

Desarrollo y aplicación de proyectos MDL energéticos y no energéticos (forestales, transporte, venteos, desechos)

-

Los proyectos forestales para Venezuela, pueden ofrecer grandes oportunidades y deben contribuir no solo a la disminución efectiva de GEI sino también al logro de beneficios colaterales como la protección de la biodiversidad, de los suelos, de las cuencas hidrográficas y propiciar la participación de las comunidades locales. En el sector forestal se cuenta con unos 8 mill ha de los bosques plantados con una absorción de 40.308 Gg de CO2 para el año 1999 en base a la metodologia del IPCC. Las áreas para el desarrollo de plantaciones definas en base al decreto-ley de 1992 totalizan una superficie de 9.200.000 ha. La superficie total disponible para plantaciones forestales poseería una capacidad teórica de absorción de hasta 506 mill. De toneladas de carbono durante 15 a 20 años, dependiendo del tipo de especie a ser plantadas

9.52

Adendas

Adenda I: El Mecanismo de Desarrollo Limpio y el Desarrollo Sostenible

Adenda II: Seminarios de Trabajo realizados dentro del Proyecto

2

Adenda I: El Mecanismo de Desarrollo Limpio y el Desarrollo Sostenible

Como ya se ha indicado anteriormente, el Protocolo de Kyoto establece que el Mecanismo de Desarrollo Limpio debe ayudar a los Países anfitriones a alcanzar un desarrollo sostenible, además de facilitar a los países Anexo I a cumplir con sus obligaciones de limitación y/o reducción de las emisiones de GEI. Asimismo en la Decisión 17-CP.7 se establece que corresponde a la Autoridad Nacional Designada del País anfitrión aprobar los proyectos MDL en función de su contribución al desarrollo sostenible del mismo. Esta contribución no es fácil de abordar de un modo general, ya que cada país tiene sus propias características y estructuras socioeconómicas.

1.

Criterios básicos e Indicadores del Desarrollo Sostenible (DS)

El desarrollo sostenible de un país es un tema muy estudiado y analizado a nivel internacional. En el contexto del MDL, ha habido numerosos trabajos expertos en distintas disciplinas para estandarizar en lo posible, los criterios básicos, indicadores, u otros parámetros, que deben ser utilizados para evaluar la contribución de los proyectos MDL al desarrollo sostenible de un pais. Hay diversas entidades internacionales que están trabajando en este tema, como son la Organización Mundial para la Agricultura y la Alimentación (FAO), Centro Internacional de Investigación Forestal (CIFOR), Forest Stewardship Council, Canadian Council of Forests Ministers, Helsinky Process, Montreal Process, The Nature Conservancy, World Research Institute, World Wildlife Found, entre otras. Todas ellas buscan reducir el nivel de incertidumbre en la elaboración de estrategias y acciones adecuadas para el DS y el respeto al medio ambiente de un país, con el fin de permitir una mejor definición de prioridades en cada una de las actividades productivas de su sistema económico. Por ejemplo, según la FAO, los criterios básicos a utilizar para demostrar la contribución de un proyecto al DS de un país, deben estar relacionados con las cuatro áreas siguientes: medio ambiente, social, económica y tecnológica. Naturalmente todos los proyectos MDL que se consideren, deben cumplir además con toda la normativa que tenga establecido el País anfitrión en su ordenamiento legal.

3

Además de los criterios básicos elegidos deben utilizarse una serie de parámetros cualitativos o cuantitativos, que son los llamados indicadores, los cuales permiten cuantificar la contribución de un proyecto al DS de un país o de un sistema económico cualquiera, (regional o local). La variación en el tiempo de estos indicadores es un elemento clave para seguir la evolución de la sostenibilidad del sistema estudiado.

2.

Contribución de un proyecto MDL al Desarrollo Sostenible

Cada País anfitrión puede desarrollar libremente los criterios y metodologías básicas para cuantificar la contribución de un proyecto MDL al desarrollo sostenible del mismo. Por ello, la metodología que se resume a continuación intenta orientar a los países que todavía no tienen su propio protocolo en este tema. En la Guía del proyecto Synergy “Business Opportunities for CDM Project Development in the Mediterranean”, Versión 2, de junio 2004, se propone una metodología para evaluar la contribución de un proyecto MDL a los objetivos de desarrollo sostenible de un País anfitrión. Para mayor detalle se aconseja al lector que utilice esta fuente En esta metodología, que es de una gran sencillez, se consideran los criterios básicos más importantes en las cuatro áreas siguientes: Medio Ambiental, Social, Económica y Tecnológica. Cada criterio básico se analiza a través de unos indicadores, tal y como se presenta en la Tabla adjunta. Estos indicadores se cuantifican, a su vez, a través de las variables correspondientes que permiten comparar los niveles alcanzados por estos parámetros en el proyecto MDL, con los que se hubiesen obtenido en la base de referencia. El valor numérico de algunos indicadores puede ser negativo, por lo que la contribución de un proyecto MDL al DS de un sistema, debe evaluarse a través de la suma algebráica de los valores de todos los indicadores cuantificables. Es decir, el saldo de todos ellos proporciona una cuantificación global de la contribución del proyecto al Desarrollo sostenible del País anfitrión. Por consiguiente, en principio solamente los proyectos que obtengan un resultado final positivo, contribuirán al DS del país o sistema analizado.

Además habrá algunos indicadores que podrán tener sólo valores cualitativos, por lo que serán los criterios básicos del País analizado, los que permitirán su consideración en el resultado final de la evaluación.

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Tabla: Criterios básicos e indicadores para cuantificar la aportación de un proyecto MDL al Desarrollo Sostenible del País anfitrión

CRITERIOS BÁSICOS

INDICADORES AREA MEDIO AMBIENTAL

1.

Influencia en el cambio climático

2.

Impacto en otros fenómenos de degradación atmosférica

Reducción de emisiones de GEI Reducción de emisiones de gases causantes de la lluvia ácida Reducción de emisiones de gases que destruyen la capa de ozono

3.

Efectos sobre el suelo

- Acidificación - Cambio de uso - Producción de residuos AREA SOCIAL

4.

Generación de empleo

5.

Desarrollo de servicios sociales

Contribución a la generación de empleo en la zona de influencia del proyecto - Nuevos centros de educación y sanidad - Desarrollo de otros servicios sociales AREA ECONÓMICA Incremento del PIB en la región

6.

Indicadores económicos Incremento de la tasa interna de retorno (TIR) de las inversiones Contribución a la mejora de balanza de pagos del país (menores importaciones)

7.

Desarrollo económico local

- Desarrollo de infraestructuras - Creacción de pequeñas empresas de servicios auxiliares AREA TECNOLÓGICA

8.

Penetración de fuentes de energía renovable

Mayor utilización de energías renovables Penetración de tecnologías más limpias Mejora de la eficiencia energética del sistema MDL

Fuente: “Business Opportunities for CDM Project Development in the Mediterranean” y elaboración propia

Como ejemplos de evaluaciones de la contribución de los proyectos MDL al desarrollo sostenible de un país, se presentan a continuación los procedimientos utilizados en Colombia y Uruguay.

5

Recuadro nº 1 Ejemplo de Evaluación de la contribución de los proyectos MDL al Desarrollo Sostenible en Colombia(1)

El Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial, designado como Autoridad Nacional Designada para el MDL en Colombia, ha establecido mediante la Resolución Nº 0453 de abril de 2004 un procedimiento regulatorio, que incluye los requisitos y criterios para evaluar la contribución al desarrollo sostenible de los proyectos MDL, condición necesaria para otorgar la aprobación estos proyectos. El procedimiento, establece un sistema jerárquico de principios, requisitos, criterios e indicadores, basándose en los trabajos realizados por numerosas instituciones internacionales como la FAO. En el caso de proyectos de reducción de emisiones por fuentes, se emplean cuatro principios: cumplimiento de la normativa sectorial vigente; contribución, pertinencia y coherencia con la política y planificación estatal; contribución a la mejora del bien estar social y económico a largo plazo de las comunidades locales y de la sociedad en general; e implementación de sistemas de producción más limpia. Para evaluar estos cuatro principios se establecen requisitos y criterios determinados. Los requisitos, son de obligado cumplimiento y están relacionados con el acatamiento de la legislación y normativa aplicable a la actividad del proyecto. Los criterios hacen referencia a aspectos concretos de tipo social, económico y medioambiental. El cumplimiento de un requisito o de un criterio se mide a través de unos indicadores que en este caso se denominan verificadores. Los verificadores, son parámetros cualitativos o cuantitativos que pueden ser evaluados en relación con los criterios y requisitos, y cuya variación en el tiempo es un elemento clave para la evaluación de sostenibilidad de un sistema. A estos verificadores se le otorga una calificación en términos de “cumple” o “no cumple”, con cada requisito o criterio. A continuación se muestra un esquema jerárquico del proceso:

(1)

Fuente: Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial de la República de Colombia. Resoluciones 0453 abril 2004 y 04054 abril 2004 (www.minambiente.gov.co)

6

PRINCIPIOS

REQUISITOS (cumplimiento legal)

verificadores

CRITERIOS (evaluación dimensión social, económica, ambiental)

verificadores

Requisitos y Criterios para la aprobación de proyectos de reducción de Emisiones por fuentes (Suministro de Energía, Demanda de Energía, Transporte y Residuos) que optan al MDL.

Principio 1. Cumplimiento del proyecto de la normativa sectorial vigente Requisitos

Verificadores

Certificado de registro de la cámara de a) Cumple con el marco normativo sectorial comercio vigente (no ambiental) Declaración de cumplimiento de toda la normativa sectorial Actos administrativos de la licencia, permisos, b) Posee licencias, permisos, concesiones y concesiones y AA autorizaciones ambientales (AA) Permisos c) Demostrar el derecho legal a usar, aprovechar o afectar el recurso natural, el Derecho al uso del recurso residuo o el elemento natural que emplee d) Garantía del respeto de los derechos de los Actas de consultas previas sobre el uso del grupos étnicos y/o comunidades territorio. tradicionales locales e) Demostrar que se ha realizado la consulta Consultas previas sobre el proyecto por parte de los interesados locales

7

Principio 2. Contribución, pertinencia y coherencia del proyecto con la política y planificación estatal Criterios

Verificadores

a) Forma parte o es coherente con los planes, Pertinencia y contribución al logro de objetivos programas o proyectos nacionales, de políticas planes, programas o proyectos regionales, locales o sectoriales.

Principio 3. Contribución del proyecto a la mejora del bienestar social y económico a largo plazo de las comunidades locales y de la sociedad en general Criterios

Verificadores

a) Contribuye a la mejora del bienestar social y económico a largo plazo de las Obras de bienestar social y económico comunidades locales b) La actividad del proyectos da prioridad a la Política laboral participación laboral de personas Programas de capacitación, entrenamiento o provenientes de las comunidades locales educación Política de aprovisionamiento de bienes y c) Da apoyo y prioridad a la participación y a servicios la consolidación de mercados locales Capacitación y apoyo para promover la relacionados con el proyecto creación de micro empresas d) Incide positivamente sobre la balanza Bienes o servicios de exportación comercial del país e) Mecanismos para identificar los impactos Impactos sociales sociales y definir las acciones para prevenir y mitigar los negativos y potenciar Quejas y/o reclamaciones de las comunidades los positivos

Principio 4 . Implementación de sistemas de producción más limpia Criterios

Verificadores

a) El proyecto emplea equipos tecnologías o Eficiencia de equipos, tecnologías y/o procesos procesos más limpios Impactos de equipos, tecnologías, y/o procesos b) Cuando aplique, el proyecto debe prever la aplicación de un programa de transferencia Transferencia y apropiación de tecnología de tecnología o conocimiento de los procesos

8

Recuadro nº 2 Ejemplo de criterios de sostenibilidad para evaluar la contribución al Desarrollo Sostenible de proyectos MDL en Uruguay(2) La Autoridad Nacional Designada de Uruguay junto con el Instituto de Tecnología Federal Suizo en Zurich (ETHZ), departamento de la física ambiental, desarrollaron una herramienta para la evaluación de la sostenibilidad en proyectos MDL, llamada MATA-CDM (Multi-Attributive Assessment of CDM Projects). En el procedimiento se establecen cuatro criterios fundamentales: políticos, sociales, ambientales y económicos, a los cuales se les asocia una serie de indicadores de cumplimiento. Se asignan coeficientes de ponderación a cada uno de los criterios de DS establecidos. Estos criterios se emplearán como una herramienta primaria que se revisará periódicamente. En el siguiente esquema se aprecian la relación entre los criterios e indicadores:

Fuente: Luis Santos. Climate Chage Unit, Ministry of Housing, Territorial Regulation and Environmet Uruguay (2003)

(2)

Fuente: “Host Country Approbal for CDM Projects in Uruguay: Application of a Sustainability Assessment Tool”. ETH and Climate Change Unit Ministry of Housing, Territorial Regulation and Environmet Uruguay (August 2003)

9

Fuente: Luis Santos. Climate Chage Unit, Ministry of Housing, Territorial Regulation and Environmet Uruguay (2003

Criterios políticos 1. Participación ciudadana: indica el grado en que la ciudadanía y la comunidad participa en la formulación y/o vigilancia del proyecto 2. Participación de las autoridades locales: indica el grado en que las Juntas Departamentales, Consejos Vecinales e Intendencias Departamentales que participan en la formulación y/o vigilancia del proyecto

Criterios Sociales 1. Generación neta de empleo: indica el cambio en el nivel de empleo 2. Distribución equitativa del ingreso: indica los efectos directos e indirectos sobre los recursos de la población de bajos ingresos 3. Generación de capacidades: indica la generación de oportunidades para el desarrollo de capacidades 4. Autosuficiencia tecnológica: indica la aplicación de tecnologías innovadoras que son mantenidas y manejadas localmente 5. Afectación de la población local: indica la afectación al sustento y a los hábitos 10

Criterios Ambientales 1. 2. 3. 4.

Uso de energías renovables: mide el cambio en el uso de energías renovables Eficiencia energética: indica el impacto sobre el consumo de energía Calidad del aire: indica el impacto sobre la calidad del aire en el ámbito local Recursos hídricos: indica el impacto en la calidad, cantidad y eficiencia de uso de los recursos hídricos 5. Uso del suelo: evalúa los cambios en la calidad del suelo y el impacto en los procesos de erosión y degradación. 6. Protección de la biodiversidad: evalúa el efecto sobre la biodiversidad 7. Riesgo de emergencias ambientales: indica posibles emergencias ambientales

Criterios económicos 1. Sostenibilidad microeconómica: indica la viabilidad del proyecto y su sostentabilidad de largo plazo 2. Sostenibilidad económica: indica la contribución en términos de bienes y servicios del proyecto a la economía en su conjunto 3. Sostenibilidad del balance de pagos: indica los saldos netos de los movimientos en moneda extranjera 4. Sostenibilidad fiscal: indica el cambio en las finanzas públicas

A continuación se muestran los indicadores cualitativos y cuantitativos más usados frecuentemente en Uruguay:

Indicador Cualitativo

Indicador Cuantitativo Calidad del aire (am) Recursos hídircos (am) Uso del suelo (am) Protección de la biodiversidad (am) Capacidad de desarrollo (soc) Afectación de la población local (soc)

Escala relativa a la base de referencia

- Uso de energías renovables (am) - Eficiencia energética (am) - Generación de empleo(soc) - Distribución equitativa del ingreso (soc) - Sostenibilidad de la balanza de pagos (ec) - Sostenibilidad fiscal (ec)

-

Escala Absoluta

- Eficiencia micro económica (eco) - Eficiencia económica (eco)

- Riesgo de emergencia ambiental (am) - Autosuficiencia tecnológica (soc) - Participación ciudadana (poli) - Participación de las autoridades locales (poli)

11

12

Adenda II: Seminarios de Trabajo realizados dentro del Proyecto Como ya se ha indicado anteriormente, la segunda fase del proyecto se inició a principios de 2005, y en ella se realizaron cuatro Seminarios de trabajo celebrados en México DF (México), Medellín (Colombia), Buenos Aires (Argentina) y Madrid (España). En estos Seminarios se ha presentado la Guía a las Autoridades Nacionales Designadas de numerosos países Latinoamericanos, asistiendo más de 600 especialistas e interesados en el mecanismo del MDL. A continuación se hace un resumen de cada uno de estos Seminarios. • Seminario de México DF – El Mecanismo de Desarrollo Limpio. Fue impartido en la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), los días 21 y 22 de febrero de 2005; en el mismo se dedicó aproximadamente un 70% a la presentación y discusión de los principales temas presentado en la Guía desarrollada en el Proyecto y entregada a los participantes. Asimismo, un representante de la Autoridad Nacional Designada de México, expuso la cartera de proyectos MDL de México. La Lección Inaugural fue expuesta por el Secretario de Medio Ambiente y Recursos Naturales. • Seminario de Medellín – Seminario Andino sobre el MDL. Fue celebrado en la sede de Empresas Públicas de Medellín (EEPM), los días 1 al 3 de marzo de 2005; se dedicó del orden del 30% a la presentación y discusión de los principales temas de la Guía desarrollada en el Proyecto y entregada a los participantes. El estado actual y portafolio de proyectos de Colombia, Ecuador, Perú y Venezuela fueron expuestos por representantes de las Autoridades Nacionales Designadas. También se presentaron ponencias sobre el cálculo de bases de referencia y hubo una mesa redonda sobre fondos multilaterales, bilaterales y agentes para la compra de reducciones certificadas de emisiones. El seminario fue inaugurado por el Ministro de Energía y Minas de Colombia. • Seminario de Buenos Aires – Oportunidades del Mecanismo de Desarrollo Limpio para el Sector Energético Sudamericano. Fue impartido en Buenos Aires en el Hotel Colón, los días 18 y 19 de abril de 2005. Se dedicó aproximadamente un 50% a la presentación y discusión de los principales temas de la Guía desarrollada en el Proyecto y entregada a los participantes. Asimismo, el estado actual y portafolio de proyectos de Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Paraguay, Uruguay y América Central, fueron expuestos por los representantes de las Autoridades Nacionales Designadas. Se presentaron también casos prácticos de MDL en el Cono Sur. El Seminario fue inaugurado por el Subsecretario de Desarrollo Sustentable de Argentina y la conferencia inaugural fue expuesta por el Presidente del Comité Director del Proyecto. • Seminario de Madrid – Metodología para la implantación del Mecanismo de Desarrollo Limpio en Latinoamérica y el Caribe. Fue impartido en las oficinas de UNESA, los días 26 y 27 de abril de 2005. El Seminario tuvo dos partes: la primera, estuvo dedicada a los avances técnicos y económicos habidos en el ámbito del MDL, y la segunda a la presentación de las actividades del proyecto Synergy, principalmente la Guía Latinoamericana elaborada. La apertura del Acto fue inaugurado por el Presidente de UNESA, y fue clausurado por el Secretario General para la Prevención de la Contaminación 13

y del Cambio Climático. Asistieron también el Coordinador del Programa Synergy de la Comisión Europea, y los miembros del Comité Director del Proyecto. A continuación se incluye una lista de las ponencias expuestas en estos Seminarios, excluyendo las presentaciones realizadas por los autores de los capítulos de la Guía.

México (México D.F.) (23-24 Abril 2005) • Cervantes Sánchez, Miguel Ángel. COMEGEI. (México) El Mecanismo para un Desarrollo (MDL) Limpio en México. • Martínez Fernández, Julia y Guzmán Perdomo, Aquileo. INE/SEMARNAT. (México) Proyectos forestales de captura de carbono. • Ubaldo Inclán, Gallardo. SENER. (México) El Mecanismo de Desarrollo Limpio desde la perspectiva del sector Energía.

Medellín (Colombia) (1-3 Marzo 2005) • Arango, Carlos. Iniciativa “My climate”. (Suiza) Actividades de esta organización en el Cambio Climático. • Avendaño Ugaz, Francisco M. CONAM. (Perú) El Mecanismo de Desarrollo Limpio en el Perú: Estado Actual y Cartera de Proyectos. • Bonilla, Juan Pablo. Miembro de la Junta Ejecutiva del MDL. Actividades de la Junta Ejecutiva del MDL. • Castillo, Martha. Autoridad Nacional Designada. (Colombia) La CMNUCC y el Protocolo de Kioto: COP 10 y Futuros desarrollos. • Caycedo G., Juan Carlos. Centro Andino para la Economía en el Medio Ambiente (CAEMA). El MDL desde la perspectiva de los países andinos. • Concha, Ismael. Unidad de Planeación Minero Energética. (Colombia) Metodologia Simplificada para el cálculo de la Línea Base en Proyectos de Pequeña Escala conectados a la red. Caso Colombiano. • F. Cadavid R., Carlos. Centro Nacional de Producción Más Limpia y Tecnologías Ambientales. Mercados de Fijación de Carbono – Oportunidades y Posibilidades para Desarrolladores de Proyectos.

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• Flórez Piedrahita, Carlos Arturo. UPME (Colombia) Conclusiones del Seminario Andino sobre utilización del MDL. • Gaioli, Fabián y H. Ospina, Carlos. MGM International. Utilización del MDL en proyectos de generación eléctrica con fuentes renovables conectados a la red. • Gómez, Mary. Corporacion Andina de Fomento. (CAF) Programa Latinoamericano del Carbón. (PLAC). Proyectos MDL en desarrollo. • Gracia, Juan Alberto. ICONTEC International. (Colombia) Actividades de las Entidades Operacionales. • León, Jhon. INCAUCA S.A. Proyecto de Cogeneración y Sustitución de Combustible. • Miró, Jaume. Gas Natural. (España) Proyecto Sombrilla de Sustitución de Combustible. • Mochida, Kenji. Japan Bank for International Cooperation (JBIC). (Japón) The Role of JBIC in Support of Overseas Projects Related to Kyoto Mechanisms. • Neira, David. Oficina Ecuatoriana de Promoción del MDL – CORDELIM. (Ecuador) Metodología consolidada ACM002: Generación eléctrica conectada a red basada en energías renovables. Aplicación en las circunstancias ecuatorianas. • Palacio, Teresa. Autoridad Nacional Designada & Oficina de Promoción del MDL / CORDELIM. (Ecuador) Institucionalidad del MDL & Portafolio indicativo de proyectos. • Rojas, Camilo y Castillo, Martha. Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial. Grupo de Mitigación del Cambio Climático. (Colombia) Implementación del MDL y portafolio de proyectos en Colombia. • Rubiano Ortegon, Luis Carlos. Empresas Públicas de Medellín EE.PP.M. (Colombia) Experiencia de los EE.PP.M. en el MDL • Salgado, Luis. Fondoaméricas. (Perú) Metodologías de Linea de Base en Proyectos de Forestación y Reforestación. • Villalobos, Ileana. Organización para el Cambio Climático. (Venezuela) Actividades del MDL en Venezuela. • William A., Pazos. Ecoinvest Carbon S.A. Carbon Credit Market. A Seller’s Guide.

15

Buenos Aires (Argentina) (18-20 Abril 2005) • Americano, Branca. Autoridad Nacional Designada. Ministerio de Ciencia y Tecnología. (Brasil) Situación y Proyectos de MDL en Brasil. • Carlino, Hernán. Autoridad Nacional Designada. Ministerio de Salud y Ambiente. (Argentina) Oportunidades de Proyectos MDL en la Argentina • Farías E., Fernando. Autoridad Nacional Designada. Comisión Nacional del Medio Ambiente. CONAMA. (Chile) Mecanismo de Desarrollo Limpio del Protocolo de Kyoto: Oportunidades para el sector energético sudamericano, CIER. • Gaioli, Fabián. MGM International. Experiencias en la aprobación de proyectos MDL. • Gauto, Diana. Autoridad Nacional Designada. Programa Nacional de Cambio Climático. PNCC (Paraguay) Perspectivas en Paraguay ante el MDL. • Gomez Torres, Mary. Corporación Andina de Fomento. (CAF) Desarrollo de proyectos MDL en Latinoamérica. • Kasprzyk, Mariana. Autoridad Nacional Designada. Ministerio de Vivienda, Ordenamiento Territorial y Medio Ambiente. (Uruguay) Aplicación del MDL en Uruguay. • Rojas, Camilo. Ministerio de Medio Ambiente Vivienda y Desarrollo Territorial. (Colombia) Conclusiones del Seminario Andino sobre el MDL. (Medellín) • Stadthagen, Marina. Autoridad Nacional Designada. Ministerio del Ambiente y Recursos Naturales. (Nicaragua) Oportunidades del MDL en Nicaragua y Centroamérica. • Ulloa, Gisela. ODL. Oficina Nacional del MDL. (AND) Potencial Energético del MDL en Bolivia.

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Otros Apartados complementarios

Lista de Tablas Lista de Gráficos Lista de Recuadros (Ejemplos prácticos) Acrónimos Unidades Glosario de Términos Lista de Autoridades Nacionales Designadas

2

Lista de Tablas 1.1. Países incluidos en el Anexo I de la Convención Marco sobre el Cambio Climático 1.2. Países incluidos en el Anexo II de la Convención Marco sobre el Cambio Climático 1.3. Situación de la ratificación del Protocolo de Kioto, y distribución de las emisiones de 1990 – (Febrero 2005) 2.1. Actores del ciclo del proyecto MDL y funciones desarrolladas 2.2 Requisitos de Elegiblidad para los tipos de proyectos MDL 3.1. Gases de Efecto Invernadero y sus Potenciales de Calentamiento Atmosférico. 3.2 Valores de los Factores de Emisión de dióxido de carbono más representativos 3.3 Valores del poder calorífico de combustibles refinados 3.4 Fracción de oxidación 4.1 Principales características del proyecto El Gallo 4.2 Perfil de la producción del proyecto El Gallo 4.3 Reducciones de emisiones producidas por el proyecto El Gallo 4.4 Datos de emisiones del proyecto MDL Central Hidroeléctrica “El Gallo” 4.5 (D.2.1) Datos necesarios para determinar la base de referencia de las emisiones antropógenas de GEI por fuentes en el ámbito del proyecto, cómo se muestrean y archivan 5.1 Tipo I: Actividades de Proyectos de energías renovables de Pequeña Escala (< 15 Mwe) – Categorías y Ejemplos de proyectos. 5.2 Tipo II: Actividades de Proyectos de mejora de la eficiencia energética (límite: ≤ 15 GWh/año) – Categorías y Ejemplos de proyectos. 5.3 Tipo III: Actividades de Proyectos que reduzcan las emisiones antropogénicas y emitan < 15 kt CO2e/año – Categorías y Ejemplos de proyectos 5.4 Partes del Documento de un Proyecto MDL de pequeña escala 5.5 Test de adicionalidad 5.6 Factores de emisión para un generador diesel moderno (en kgCO2e/kWh*) para tres niveles con distinto factor de carga 6.1 Estimación de los Costos de Transacción del ciclo de aprobación de un proyecto MDL 6.2 Países considerados como menos desarrollados 6.3 Estimación de los Costos de Transacción por etapas del ciclo en Proyectos de Pequeña Escala 6.4 Características de proyectos – tipo energéticos 6.5. Estimación de los Costos de Transacción en % s/Coste Total del proyecto 7.1. Algunas de las características de la Directiva 87/2003/EC sobre el Comercio Europeo de Derechos de Emisión 7.2. Situación de los programas nacionales de compras adicionales de RCE en la UE – 15 (Febrero 2005) 7.3 Compañías Europeas en Proyectos MDL y AC 7.4 Proyectos que contribuyen a fondos de Carbono y Programas Gubernamentales

3

4

Lista de Gráficos 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 5.1 5.2 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 7.6 8.1 8.2 8.3 9.1 9.2 9.3 9.4 9.5 9.6

Principales instituciones de apoyo de la Convención Marco sobre Cambio Climático (CMNUCC) Portafolio Global MDL 2004. Distribución por Generación de RCEs Volúmenes Anuales negociados mediante Proyectos de RCEs Emisiones de CO2 en el mundo y en América Latina y el Caribe Emisiones de CO2 en 1990 y en 2000 para América Latina y otros Países Los diez principales países emisores de CO2 en Latinoamérica y el Caribe Demanda de RCEs en el Mercado Internacional de Carbono Esquema del ciclo de un Proyecto MDL Esquema sobre la Adicionalidad de un Proyecto MDL Pruebas de la Adicionalidad de proyectos MDL Esquema de Validación de un Proyecto MDL (EOD) Esquema del Registro de un Proyecto MDL Esquema de Expedición de las RCE Condiciones de admisibilidad de las actividades de proyectos de Tipo II Condiciones de admisibilidad de los Proyectos del Tipo III. Modelo de Comercialización Unilateral Modelo de Comercialización Bilateral Modelo de Comercialización Multilateral Situación de las Emisiones de GEI de los países de la UE–15 a Diciembre de 2004 (en % s/año base) Situación actual y evoluciones futuras para la UE–15 basado en las proyecciones de los Estados miembros Porcentaje de reducciones por medio de MDL y AC en la Unión Europea. Reducciones desde el año base 2002 (MtCO2e) Ciclo Global del Carbono en la Tierra Areas susceptibles de plantación en Latinoamérica Curva de oferta de carbono capturado a través de proyectos A&R en Latinoamérica para el período 2010 al 2020. Volumen de Ventas de RCE por Regiones – 2004 Porcentaje de Reducción de Emisiones por Tipo de Proyecto – 2004 Ton CO2eq en Cartera por País – PLAC CAF 2004 Ton CO2eq en Cartera por Tipo de Proyecto – PLAC CAF 2004 Proyectos MDL en Latinoamérica (CDM Pipeline, junio 05) Número de Proyectos por Tipo de Tecnología (CDM Pipeline 2005)

5

6

Lista de Recuadros (Ejemplos prácticos) 3.1: 3.2: 3.3: 3.4: 3.5: 3.6: 3.7: 4.1: 4.2: 4.3: 4.4: 4.5: 5.1:

5.2: 6.1: 8.1: 8.2:

Estudios del Impacto Ambiental de un proyecto MDL Ejemplo de procedimiento de consulta a los interesados en un proyecto MDL Ejemplo de aprobación nacional de Proyectos MDL. Brasil Cálculo de las emisiones de una caldera auxiliar Ejemplo de metodologías aprobadas de base de referencia y de vigilancia. Metodologías AM 0001/Versión 02 Ejemplo de cálculo de la base de referencia en una red eléctrica. Ecuador (2003) Posibilidad de que una línea de Transporte eléctrica sea considerada como proyecto MDL Categorías de actividades de proyectos MDL Ejemplo de propuesta de nueva metodología de la base de referencia no aprobada: Caso NM0008 Ejemplo de falta de demostración de adicionalidad: Caso NM0008 Métodos de cálculo de las emisiones de gases de efecto invernadero Resumen de las Principales Características del Proyecto Hidroeléctrico “El Gallo” Metodología Simplificada para el cálculo de la base de referencia en proyectos de pequeña escala de generación eléctrica con energía renovable para sistemas interconectados. Colombia Proyecto Hidroeléctrico de pequeña escala “Río Blanco”. Honduras Ejemplo de cálculo de los Costos de transacción para tres parques eólicos: de pequeña escala, de media potencia y de gran potencia. Ejemplo de proyecto de reforestación, y mantenimiento de plantaciones en ecosistemas dañados por el fuego Ejemplo de proyecto de reforestación de pastizales utilizando especies nativas

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8

(*)

Acrónimos AC (JI)

Aplicación conjunta (Joint Implementation)

ALC

América Latina y el Caribe

AND (DNA) A&R

Autoridad Nacional Designada (Designated National Authority)

BAU

Bussiness–As–Usual (Escenarios habituales) Banco Interamericano de Desarrollo

BID BR (BL)

Base de Referencia (Base Line)

CAF

Corporación Andina de Fomento

CE

Comisión Europea

CDCF

Community Development Carbon Fund (Banco Mundial)

CFB

Certified Emission Reduction Unit Procurement Tender (Senter International, Países Bajos) Carbon Finance Business (Entidad del Banco Mundial)

CMNUCC (UNFCCC)

Convención Marco de Naciones Unidas sobre Cambio Climático (United Nations Frame Convection Change Climate)

CERUPT

CP (COP) CP/RP (COP/MOP)

Conferencia de las Partes (Conference of the Parties)

DG TREN

Dirección General para la Energía y el Transporte de la CE

DDP (PDD)

Documento del Proyecto (Project Design Document)

EIA

Evaluación de Impacto Ambiental

EOD (DOP)

Entidad Operacional Designada (Designated Operative Entity)

PCF

Prototype Carbon Fund (Fondo del Banco Mundial)

GEI (GHG)

Gas de Efecto Invernadero (Greenhouse Effect Gases)

IETA

International Emissions Trading Association (Asociación Internacional del Comercio de Emisiones)

JE (EB) MP MDL (CDM) PCA (GWP)

(*)

Forestación y Reforestación (Afforestation & Reforestation)

Conferencia de las Partes en calidad de Reunión de las Partes

Junta Ejecutiva (Executive Board) Modalidades y Procedimientos del MDL Mecanismo de Desarrollo Limpio (Clean Development Mechanism) Potencial de Calentamiento Atmosférico (Global Warming Potential)

IPCC

International Panel of Climate Change (Grupo Internacional de Expertos sobre el Cambio Climático)

PK PNA PP UE (EU)

Protocolo de Kioto Plan Nacional de Asignación (Derechos de emisión) Participantes del proyecto MDL Unión Europea (European Union)

En algunos acrónimos se han respetado las siglas en inglés dado su alto grado de utilización

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Unidades a) Generales kg: t: kt: Mt: tCO2e: tGEI: km: a: s: m3: J: TJ: W: kW: MW: GW: kWh: MWh: GWh:

kilogramo tonelada métrica miles de toneladas métricas Millones de toneladas métricas tonelada métrica de dióxido de carbono equivalente tonelada métrica de gases de efecto invernadero kilómetro año segundo metro cúbico Julio Terajulio (1012 J) Vatio kilovatio (103 W) Megavatio (106 W) Gigavatio (109 W) kilovatio-hora Megavatio-hora (miles de kWh) Gigavatio-hora (millones de kWh)

€ (EUR) US$

Euro Dólar (USA)

b) Unidades del Protocolo de Kioto(*) UCA AAU

Unidad de Cantidad Asignada (equivalente a un derecho de emisión en la U.E) Assigned Amount Unit

RCE CER

Reducción Certificada de Emisiones (MDL) Certified Emission Reducction (CDM)

URE ERU

Unidad de Reducción de Emisiones (AC) Emisions Reducction Unit (JI)

UDA RMU

Unidad de Absorción (Forestación y Reforestación) Removal Unit (Afforestation & Forestation – A&F)

RCEt tCER

Reducción Certificada de Emisiones temporales (Forestación y Reforestación) Temporary Certified Emission Reduction (A&F)

RCEl

Reducción Certificada de Emisiones de larga duración (Forestación y Reforestación) Long term Certified Emission Reduction (A&F)

lCER

(*)

Una unidad equivale a una tCO2e

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Glosario de Términos Español

Inglés

Concepto

Project activity

En el contexto del MDL, una actividad de proyecto es una medida, operación o actuación que tiene como fin reducir las emisiones o aumentar las absorciones de gases de efecto invernadero (GEI). En el Protocolo de Kioto y en las Modalidades y Procedimientos del MDL se utiliza el término "actividad de proyecto" con significado más restrictivo al de "proyecto". Por tanto una actividad de proyecto podría ser idéntica a un proyecto iniciado o planificado, o ser solamente un componente o aspecto de éste.

Aplicación Conjunta (AC)

Joint Implementation (JI)

Es un mecanismo del Protocolo de Kioto (Artículo 6) que facilita que toda Parte del Anexo I pueda transferir a cualquiera otra de esas Partes, o adquirir de ella, las Unidades de Reducción de Emisiones (URE) resultantes de proyectos implementados y cuyo objetivo sea reducir las emisiones antropógenas de GEI, o incrementar la absorción de las mismas por sumideros.

Acuerdo de compra de Reducciones de Emisiones

Emission Reduction Purchase Agreement (ERPA)

Acuerdo entre comprador y vendedor de Reducciones de Emisiones de gases de efecto invernadero en el cual se definen las condiciones que rigen la compra-venta.

Acuerdos de Marrakech (AM)

Marrakech Accords (MA)

Conjunto de decisiones adoptadas en la séptima sesión de la Conferencia de las Partes de la Convención Marco UN para CC, celebrada en Marrakech, en octubre–noviembre de 2001, que desarrollan el Acuerdo Político alcanzado en Bonn en la COP 6 Bis, en Julio de 2001. Constituye el núcleo esencial de la normativa para la interpretación y aplicación de los mecanismos del Protocolo de Kioto.

Ámbito del proyecto

El ámbito del proyecto abarca todas las emisiones antropógenas de gases de efecto invernadero que están bajo Project boundary el control de los participantes en el proyecto, que sean además significativas, y que puedan atribuirse razonablemente a la actividad de proyecto del MDL.

Actividad de proyecto

Anexo A (PK)

Anexo B (PK)

Anexo I (CMNUCC)

Annex A (KP)

En él se definen los gases de efecto invernadero y los sectores económicos que son objeto de control por el Protocolo de Kioto. Los gases de GEI son: Dióxido de Carbono (CO2), Metano (CH4), Oxido Nitroso (N2O) Hidrofluorocarbonos (HFC), Perfluorocarbonos (PFC) Hexafluoruro de azufre(SF6). Los sectores económicos considerados son: energéticos, procesos industriales, utilización de disolventes y otros productos, agricultura y residuos.

Annex B (KP)

Para el primer período de compromiso del Protocolo de Kioto, en él se establece el compromiso cuantificado de limitación o reducción de emisiones de GEI de las Partes incluidas en el Anexo I de la Convención, en relación con el año base.

Annex I (UNFCCC)

En él se establecen los Estados y agrupaciones de Estados que, en caso de ratificar la Convención, tienen compromisos específicos (Artículo 4.2) suplementarios a los generales del Artículo 4.1 de la misma. Básicamente están incluídos los países desarrollados y países en proceso de transición a una economía de mercado (países de la antigua Europa del Este).

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Annex II (UNFCCC)

En él se establecen los Estados y agrupaciones de Estados incluidos en el Anexo I de la Convención que, en caso de ratificar la misma, tienen compromisos adicionales (Artículos 4.3 a 4.5) sobre asistencia a los países en desarrollo, bien a través de recursos financieros, bien mediante el apoyo a la lucha contra los efectos adversos del cambio climático. Están incluidos los Países Anexo I de la Convención, salvo las economías en transición.

Año Base

Base Year

Es el año que se utiliza como referencia para determinar los objetivos futuros de reducción, estabilización o limitación del crecimiento de las emisiones de GEI. En el caso del CO2 es 1990, mientras que para algunos GEIs secundarios puede utilizarse 1995 como año base.

Autoridad Nacional Designada (AND)

Designated National Authority (DNA)

Es la autoridad designada por una Parte del Protocolo de Kioto para la revisión y aprobación nacional de los proyectos propuestos bajo el mecanismo de flexibilidad MDL. Sus funciones están reguladas en los Acuerdos de Marrakech.

Ayuda Oficial al Desarrollo

Official Development Aid (ODA)

Término acuñado por el Comité de Ayuda al Desarrollo (OCDE) en 1969, para identificar las transferencias de fondos públicos destinadas a promover el desarrollo económico y social de los países en desarrollo, cuyas condiciones financieras tienen una base concesional.

Baseline (BL)

La Base de Referencia o Línea Base de una actividad de un proyecto MDL, es el escenario que representa -de manera razonable- las emisiones antropógenas de GEI que se producirían de no realizarse la actividad de proyecto propuesta. La base de referencia comprenderá las emisiones de todos los gases, sectores y categorías de las fuentes enumeradas en el Anexo A del Protocolo de Kioto, incluidas en el ámbito del proyecto. Se considerará que una base de referencia representa razonablemente las emisiones antropógenas que se producirían de no realizarse la actividad de proyecto, cuando se haya utilizado la metodología de base de referencia mencionada en los párrafos 37 y 38 de las Modalidades y Procedimientos del MDL.

Climate Change

Variación climática que se produce en intervalos de tiempo entre diez mil y un millón de años debido a cambios en la emisión de la radiación solar o en los parámetros orbitales. Sin embargo, en este contexto se hace referencia generalmente a la alteración que las actividades humanas pueden provocar en el clima (cambio climático antropogénico).

Certification

La certificación es la garantía escrita dada por la Entidad Operacional Designada (EOD) de que, durante el período de acreditación, una actividad de proyecto ha conseguido las reducciones de emisiones antropógenas en las fuentes de gases de efecto invernadero correspondientes.

Combustibles Fósiles

Fossil Fuels

Son combustibles derivados de compuestos orgánicos que contienen carbono e hidrógeno. Entre ellos se encuentran el carbón, el petróleo y el gas natural, siendo el carbón el que libera más CO2 por unidad de energía generada al quemarse, seguido del petróleo y, por último, del gas natural.

Comercio de Emisiones

Emissions Trading

Mecanismo del Protocolo de Kioto (Artículo 17) que faculta a las Partes Anexo I a realizar operaciones de compra-venta de los derechos de emisión (UCA), a los efectos de cumplir sus compromisos.

Anexo II (CMNUCC)

Base de Referencia (BR) o Línea Base (LB)

Cambio Climático

Certificación

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Compromiso de Reducción o Limitación Cuantificada de Emisiones de GEI (CRLCE)

Quantified Emission Limitation and Reduction Commitment (QELRC)

Compromiso cuantitativo de Reducción o Limitación de Emisiones de GEIs, que aparecen enumerados en el Anexo B del Protocolo de Kioto. El CRLCE se expresa como un valor porcentual que establece el nivel promedio de emisiones anuales que cada país tiene permitido durante el período de compromiso, definido en relación a sus emisiones del año base.

Conferencia de las Partes /Conferencia de las Partes en calidad de Reunión de las Partes (CP/RP)

Conference of the Parties/ Meeting of the Parties (COP/MOP)

La CP es el órgano supremo de la Convención cuyas sesiones se celebran de forma ordinaria una vez por año, y en el que están representadas todas las Partes de la misma; tiene encomendada la supervisión de la aplicación de la Convención y de la normativa jurídica conexa que ésta adopte. En este sentido actuará también como Reunión de las Partes (RP) del Protocolo de Kioto.

Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC)

United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC)

La Convención Marco se adoptó el 9 mayo de 1992 en Nueva York, y más de 150 países y la Comunidad Europea la firmaron en la Cumbre sobre la Tierra de 1992 celebrada en Río de Janeiro. Su objetivo es la estabilización de las concentraciones de gases de efecto invernadero en la atmósfera a un nivel que impida interferencias antropogénicas peligrosas para el sistema climático. Entró en vigor el 21 de marzo de 1994.

Dióxido de Carbono (CO2)

Carbon Dioxide (CO2)

Es un gas inodoro, incoloro y no venenoso, que se produce de forma natural, y también como subproducto de la combustión de combustibles fósiles y biomasa, cambios en el uso de las tierras y otros procesos industriales.

Project Design Document (PDD)

Es un documento del proyecto requerido en la normativa del MDL, que permite a la Entidad Operacional Designada determinar si el proyecto ha sido aprobado por las Partes implicadas, si da lugar a reducciones de emisiones de GEI adicionales y si tiene una base de referencia y un plan de vigilancia apropiados.

Efecto Invernadero

Greenhouse Effect (GHE)

Calentamiento de las capas bajas de la atmósfera que se produce cuando ciertos gases presentes en ella, llamados de efecto invernadero, impiden que una parte del espectro de radiación emitido por la Tierra y la atmósfera se transmita al espacio exterior.

Escenario tendencial o inercial

Business as Usual (BAU)

Escenario que contempla la implantación de actividades habitualmente previstas.

Estudio de Impacto Ambiental (EIA)

Environmental Impact Assessment (EIA)

Documento técnico que describe las características de un proyecto o actividad que proporciona información adecuada para la predicción, identificación e interpretación de su impacto ambiental, describiendo las acciones que se tomarán para impedir o minimizar sus efectos adversos.

Documento del Proyecto (DDP)

Entidad Operacional Designada (EOD)

Designated Operational Entity (DOE)

Entidad designada por la CP/RP -basándose en las recomendaciones de la Junta Ejecutiva-, y que le faculta para validar propuestas de proyectos MDL, así como para verificar y certificar las reducciones de emisiones antropógenas de los GEIs. Una Entidad Operacional Designada se ocupará bien de la validación de la actividad del proyecto, o bien de su verificación y certificación, salvo en el caso de actividades de proyecto de pequeña escala que puede ser la misma entidad para los dos procesos.

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La expedición de Reducciones Certificadas de las Emisiones (RCEs) es el requerimiento de la Junta Ejecutiva al Administrador del registro del MDL, para que expida una cantidad determinada de RCEs correspondiente a una actividad de un proyecto MDL, depositándola en una cuenta de transición de la Junta Ejecutiva dentro del Registro del MDL.

Expedición de Reducciones Certificadas de las Emisiones (RCEs)

Issuance of Certified Emission Reductions (CERs)

Fuente

Source

Proceso o actividad que libera a la atmósfera un gas de efecto invernadero, un aerosol, o un precursor de gas efecto invernadero.

Fuga

Leakage

Es el cambio neto de las emisiones antropógenas en fuentes de GEIs que se produce fuera del ámbito del proyecto, es mensurable y es debido a la actividad del mismo.

Gases de Efecto Invernadero (GEI)

Greenhouse Gases (GHG)

Son los gases integrantes de la atmósfera de origen natural o antropogénicos, responsables del calentamiento global del planeta y del cambio climático. Los GEI mayoritarios son: el dióxido de carbono (CO2), el metano (CH4) y el óxido nitroso (N20); los menos frecuentes, pero de mayor efecto, son los hidrofluorocarbonos(HFCs), los perfluorocarbonos (PFCs) y el hexafluoruro de azufre (SF6). Estos seis GEI son los que se quieren controlar a través del Protocolo de Kioto (Anexo A).

Junta Ejecutiva del MDL (JE)

Executive Board for the CDM (EB)

Es el órgano encargado de la supervisión del funcionamiento del MDL y está sujeto a la autoridad y dirección de la Conferencia de las Partes en calidad de Reunión de las Partes (PK). Sus funciones y composición están reguladas por los Acuerdos de Marrakech.

Clean Development Mechanism (CDM)

Instrumento del Protocolo de Kioto (Artículo 12) cuyo objetivo es ayudar a las Partes no Anexo I a logar un desarrollo sostenible, y a las Partes Anexo I a cumplir sus compromisos cuantificados de limitación y/o reducción de emisiones. Las Partes Anexo I podrán utilizar las Reducciones Certificadas de Emisisones resultantes de proyectos implantados en Partes no Anexo I, y que estén orientados a reducir las emisiones antropógenas de GEI o a incrementar la absorción de estos gases por sumideros.

Mecanismos del Protocolo de Kioto

Kyoto Protocol Mechanisms

Son los procedimientos establecidos en el Protocolo de Kioto con la finalidad de aumentar la flexibilidad y disminuir los costes de la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. Incluyen los Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL), Aplicación Conjunta (AC), y el Comercio Internacional de Emisiones

Órgano Subsidiario de Asesoramiento Científico y Tecnológico (OSACT)

Subsidiary Body for Scientific and Technical Advice (SBSTA)

Órgano Subsidiario de la CP establecido con carácter permanente para asesorar a la CP en temas científicos, tecnológicos y metodologógicos. Además, hace de nexo con otros organismos técnicos externos a la Convección, como es el caso del IPCC.

Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL)

Al expedir las RCEs, el Administrador del registro del MDL transferirá de inmediato las RCE a las cuentas de los registros de los participantes en el proyecto, según lo especificado en su solicitud, tras deducir la cantidad correspondiente para sufragar los gastos administrativos de la Junta Ejecutiva, y para contribuir al fondo de adaptación (2%) de los países menos desarrollados.

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Órgano Subsidiario de Implementación (OSI)

Subsidiary Body for Implementation (SBI)

Órgano Subsidiario de la CP establecido con carácter permanente para asesorar a la CP sobre los aspectos relativos a la implantación de la CMNUCC.

Host Party

Es una Parte no incluida en el Anexo I de la Convención en cuyo territorio tiene lugar físicamente la actividad del proyecto MDL. Debe cumplir con una serie de requisitos de elegibilidad para poder participar en el MDL.

Panel Intergubername ntal de Expertos sobre el Cambio Climático

Intergovernment al Panel on Climate Change (IPCC)

Grupo de expertos que realiza estudios rigurosos sobre temas científicos y técnicas mundiales, publicando informes de evaluación considerados como las fuentes de información más fiables sobre cambio climático. Además elabora metodologías y responde a peticiones específicas de los Organos Subsidiarios de la Convención. Establecido en 1988 por la Organización Meteorológica Mundial y el Programa de las Naciones Unidas para Medio Ambiente.

Parte

Party

Estado (u organización económica regional, como la UE) que ha acordado ser parte de un tratado internacional.

Project Participants

Según se usa el término en las Modalidades y Procedimientos del MDL, un participante en el proyecto es, bien una Parte que interviene en la implementación del mismo, o bien una entidad privada y/o pública autorizada por la Parte correspondiente a participar -bajo la responsabilidad de la Parte- en las actividades del proyecto MDL.

País anfitrión

Participantes en el Proyecto

El período de acreditación de una actividad de un proyecto MDL, es el tiempo durante el cual una Entidad Operacional Designada puede verificar y certificar las RCEs que se generan como consecuencia de la implementación de dicha actividad. Los participantes en el proyecto pueden determinar la duración del período de acreditación de dos formas distintas: Período de Acreditación

Crediting period

i) Fijar un período de acreditación fijo: la duración y la fecha de comienzo del período se determinan una sola vez para cada actividad de proyecto. La duración puede ser de un máximo de diez años. ii) Fijar un período de acreditación variable: que puede durar un máximo de 7 años, renovable como máximo 2 veces, (duración total máxima de 21 años), siempre que, antes de cada renovación, una Entidad Operacional Designada determine si todavía es válida la base de referencia original del proyecto, o si ha sido actualizada cuando proceda.

Periodo de Compromiso

Potencial de Calentamiento Atmosférico Global (PCAG)

Commitment Period

Plazo de tiempo que sirve de referencia para evaluar el cumplimiento de las obligaciones de limitación o reducción de emisiones de GEI establecidas en el Protocolo de Kioto. El primer período de compromiso corresponde a 2008-2012.

Global Warming Potential (GWP)

Indice que describe las características radiactivas de los gases de efecto invernadero, es decir representa el efecto combinado de los diferentes tiempos que estos gases permanecen en la atmósfera, y su eficiencia relativa en la absorción de la radiación infrarroja saliente.

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Protocolo de Kioto (PK)

Kyoto Protocol (KP)

Instrumento legal internacional desarrollado en la tercera Conferencia de las Partes de la CMNUCC en 1997, con el fin de reducir las emisiones de los gases de efecto invernadero. En virtud del artículo 3.1 de este Protocolo, los países desarrollados y los países en proceso de transición a una economía de mercado (Partes incluidas en el Anexo I), asumen el compromiso de reducir -individual o conjuntamente, durante el quinquenio 2008-2012- al menos un 5% sobre las emisiones antropógenas de los seis GEIs que tuvieron en el año 1990. Son proyectos MDL para los que se han simplificado algunos procedimientos y metodologías, y que engloban los siguientes tipos de actividades:

Proyectos de pequeña escala

Small Scale Projects

i)

Actividades de proyectos de energía renovable con una capacidad máxima instalada de 15 megavatios (o un equivalente apropiado).

ii)

Actividades de proyectos de mejora de la eficiencia energética que reduzcan el consumo de energía, del lado de la oferta y de la demanda, hasta un equivalente a 15 gigavatios-hora por año.

iii)

Actividades de proyectos que reduzcan las emisiones antropógenas por las fuentes y emitan directamente menos de 15 kilo toneladas de dióxido de carbono equivalente por año.

Certified Emission Reductions (CERs)

Son unidades expedidas de conformidad con el Artículo 12 del PK, que cumple con los requisitos que contiene este artículo, así como con las disposiciones pertinentes de las Modalidades y Procedimientos del MDL. Equivale a una tonelada métrica de dióxido de carbono.

Registration

El Registro es la aceptación oficial por la Junta Ejecutiva de un proyecto validado como actividad de un proyecto MDL. El Registro es un requisito previo para la verificación, certificación y expedición de los RCEs generados con esa actividad de proyecto.

National Registry

Es una base de datos informatizada que contiene la información correspondiente a la expedición, posesión, transferencia, adquisición, cancelación y retirada de las distintas unidades generadas en el marco del Protocolo de Kioto (URE, RCE, UCA, UDA).

Registro del MDL

CDM Registry

Registro establecido por la Junta Ejecutiva para llevar una contabilidad exacta de la expedición, posesión, transferencia y adquisición de RCEs por las Partes no Anexo I. La Junta Ejecutiva designará a un Administrador del registro para mantener la gestión bajo su supervisión.

Reservorio de Carbono

Carbon Reservoirs

En el ámbito de los acuerdos de Marrakech, los reservorios de carbono pueden ser cinco: biomasa sobre el suelo, biomasa bajo el suelo, detritus, carbono orgánico del suelo y madera muerta.

Sinks

Cualquier proceso que elimine los gases de efecto invernadero de la atmósfera. En el ámbito del Protocolo de Kioto, se refiere a las actividades de uso de la tierra, cambio de uso de la tierra y silvicultura, contempladas en los párrafos 3 y 4 del Artículo 3 de dicho protocolo.

Reducciones Certificadas de Emisiones (RCEs)

Registro / Inscripción de Proyectos

Registro Nacional

Sumideros

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Unidades De Absorción (UDA)

Removal Units (RMU)

Unidad equivalente a una tonelada de CO2 que ha sido absorbida de la atmósfera por un sumidero.

Unidad de Cantidad Asignada (UCA)

Assigned Amount Unit (AAU)

Son unidades inicialmente asignadas a cada Parte del Protocolo de Kioto para cumplir con el objetivo de reducción o limitación de emisiones; cada unidad equivale a una tonelada métrica de dióxido de carbono.

Unidades de Reducción de las Emisiones (URE)

Emission Reduction Unit (ERU)

Son unidades expedidas de conformidad con los requisitos del Artículo 6 del Protocolo de Kioto, así como con las disposiciones pertinentes de las Modalidades y Procedimientos del Proyecto de AC; cada unidad equivale a una tonelada métrica de dióxido de carbono.

Validation

La validación es el proceso de evaluación independiente de una actividad de proyecto realizada por una Entidad Operacional Designada, en el que se comprueba si el documento del proyecto se ajusta a los requisitos establecidos en el MDL.

Verification

La verificación es el examen periódico independiente y la determinación, a posteriori, de las reducciones de emisiones antropógenas de GEI que se hayan producido como resultado de una actividad de un proyecto MDL registrado. Es realizada por una Entidad Operacional Designada.

Validación

Verificación

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Lista de Autoridades Nacionales Designadas • ANDs en Países Latinoamericanos País

Persona de contacto

Argentina

Lic. Nazareno Castillo

www.medioambiente.gov.ar

([email protected], [email protected])

Oficina argentina del Mecanismo para un Desarrollo Limpio Dirección: Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable San Martín 459, Piso 1, oficina 130 C1004AAI, Buenos Aires, Argentina

Teléfono: (5411)4348-8648, (5411) 4348-8200, (5411) 4348-866

Belice

Mr. Carlos Fuller ([email protected])

www.hydromet.gov.bz

Servicio Nacional Metereológico Teléfono: (501) 225 2012 Fax: (501) 225 2101

Servicio Nacional Metereológico Dirección: Philip Goldson International Airport, P. O. Box 717, Belize City, Belice

Bolivia www.odl.gov.bo/hom.htm

Ms. Gisela Ulloa

National Program on Climate Change-National CDM Office Dirección: Ministerio para el Desarrollo Sustentable Viceministerio para Recursos Naturales y Medio Ambientales, Programa Nacional del Cambio Climático – Oficina Nacional del Desarrollo Limpio Mercado Street 1328, Mariscal Ballivian Building, Mezzanine, La Paz, Bolivia (teléfono móvil)

([email protected], [email protected]@mds.gov.bo)

Brasil

Mr. José Domingos González Miguez ([email protected])

www.mct.gov.br

Responsable Teléfono: (591)2-2200206/ (591) 719 78 343 Fax: (591)2-2200206

Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima Teléfono: (55-61)317-7923 Fax: (55-61)317-7657 Dirección: Esplanada dos Ministérios, Bloco E - 2 andar - sala 242 70.067-900, Brasilia DF, Brasil

Chile www.concma.cl Comisión Nacional del Medio Ambiente (CONAMA) Dirección: Calle Obispo Donoso 6, Providencia, Santiago, Chile

Sr. Javier García ([email protected], [email protected]) Teléfono: (56-2) 241 1814, (56-2) 241 1885 Fax: (56-2) 244 3437

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Colombia Colombia Ministry of the Environment, Housing and Territorial Development Dirección: Calle 37 # 8-40, piso 2 Bogotá. Colombia

Costa Rica Oficina Costarricense de Implementación Conjunta (OCIC), Ministerio de Ambiente y Energia (MINAE) Dirección: Calle 25 y Avenida 8, Barrio Gonzalez Lahman, Apartado 10104-1000. Costa Rica

Cuba www.cubagov.cu Ministerio de Ciencia, Tecnología y Medio Ambiente (CITMA)

Ms. Martha Patricia Castillo ([email protected]) Phone: (57-1) 332 3400 Ext. 107/173 Fax: (57-1)288-9540

San José [email protected] ([email protected]) Phone: (506) 222 4290 Fax: (506) 222 7426

[email protected],[email protected] ([email protected],[email protected]) Teléfono: (537)867-0598 Fax: (537)867-0615

Dirección: Capitolio Nacional Avenida Prado y San José 12400, Ciudad de La Habana • Cuba

Ecuador

Ing. César Narváez

www.ambiente.gov.ec

Teléfono: (593) 2 35 63 462, (593) 2 25 63 462 Fax: (593) 2 25 00 041

Ministro de Ambiente del Ecuador Dirección: Av. amazonas y Eloy Al faro; Edf. MAG, Piso 7

El Salvador www.mam.go.sv Ministerio del Medio Ambiente y Recursos Naturales

Mr. Mauricio Ayala ([email protected]) Fax: (503)275-9864

Guatemala

Juan Mario Dary Fuentes ([email protected])

www.marn.gob.gt

Teléfono: (502-597) 80 884/ (502-242) 30 500 Ext. 104-259/ Fax: (502-242) 30472/ (502) 520 52677 (Mobile)

Ministro de Ambiente y Recursos Naturales

Rita Mishaan Rossell ([email protected]) Directora de Cooperación Internacional Teléfono: (502-242) 3436/30 500 Ext. 438-481 Fax: (502-242) 30479/ (502) 597 80 722 (Mobile)

22

Honduras www.rds.org.hn

Ing. Gerardo Antonio Salgado Ochoa ([email protected])

Secretaría de Estado en los Despachos de Recursos Naturales y Ambiente

Subsecretario de Recursos Naturales y Energia Teléfono: (504) 231 1918, (504) 232 58

Dirección: Apartado Postal 1389 ó 47 10

México

M. en C. Miguel Angel Cervantes Sánchez

Autoridad nacional Competente

([email protected])

Dirección: Blvd. Adolfo Ruiz Cortrines 4209, 4º piso Fracc. Jardines en la Montana Del. Tlalpan C.P. 14210. México, D.F.

Coordinador del Comité Mexicano para Proyectos de Reducción de Emisiones y captura de Gases de Efect

Nicaragua

[email protected] ([email protected])

www.marena.gob.ni

Teléfono: (505)233-1868 Fax: (505)263-2596

Oficina Nacional de Desarrollo Limpio y Cambio Climático, Ministerio del Ambiente y Recursos Naturales

Phone: (52-55) 5490 0987 (52-55) 5490 2100 Ext. 12056 Fax: (52-55) 5628 0794

Dirección: Apartado Postal 5123 Managua, Nicaragua

Paraguay www.uninet.com.py Secretaría del Ambiente

Ing. Agr. Alfredo Molinas (Political Level), Lic. Diana Gauto (Operational Level) ([email protected], [email protected], [email protected], [email protected])

Dirección: Av. Madame Lycnhy 3.500 casi Primer Presidente, Asuncion, Paraguay

Teléfono: (595-21) 615 803/4 int. 269 Fax: (595-21) 615 807/615 814

Perú

Ms. Patricia Iturregui

www.conam.gob.pe Consejo Nacional del Ambiente (CONAM) Dirección: Avenida San Borja Norte 226 San Bonja, Lima, Perú

([email protected]) Teléfono: (51-1) 225-5370 Fax: (51-1) 225-5369

23

Uruguay

Mr. Luis Santos

www.cambioclimatico.gub.uy

([email protected])

Unidad de Cambio Climático (UCC)

Teléfono: 598- 2) 917 0710 Ext. 4306 Fax: (598-2) 917 0710 Ext. 4321

Dirección: Rincón 422, Piso 3, Montevideo, Uruguay

•

ANDs en España y Alemania

España Oficina Española de Cambio Climático, Ministerio de Medio Ambiente

Phone: (34-91) 59 76 126/6238 Fax: (34-91) 59 75 982

Dirección: Plaza de San Juan de la Cruz s/n, 28071 MADRID España

Alemania Federal Ministry for the Environment, Nature Conservation and Nuclear Safety

Mr. Franzjosef Schafhausen, Mr. Thomas Forth ([email protected], [email protected])

Dirección: 11055 Berlin Germany

24

Anexos Técnicos Anexo 1:

Preguntas orientadoras adicionalidad

sobre

indicadores

Anexo 2:

Procedimiento consolidado para adicionalidad de proyectos MDL

Anexo 3:

Formato del Documento de Diseño de un Proyecto MDL

demostrar

de la

(PDD – CDM) Anexo 4:

Propuesta de Nueva Metodología: Base de Referencia (CDM – NMB)

Anexo 5:

Propuesta de Nueva Metodología: Vigilancia (CDM – NMM)

Anexo 6:

Documento de Diseño simplificado de un Proyecto MDL de pequeña escala (SSC – PDD)

Anexo 1: Preguntas orientadoras sobre indicadores de adicionalidad

2

Anexo 1: Preguntas orientadoras sobre indicadores de adicionalidad(1) Indicador de inversión 1. ¿Este proyecto hubiera sido realizado bajo las directrices normales de la entidad inversora, y en ausencia de cualquier asignación de valor a las RCE producidas? A. ¿Existen estudios o informes públicos que comparen los costos y beneficios de las tecnologías o procedimientos escogidos y de otras alternativas existentes? En caso afirmativo, proveer las fuentes y los resultados (Ej. estimación de costos basados en diversos supuestos con respecto a precios y tasas de descuento). (Los participantes en el proyecto de una planta de generación eólica podrían referirse a las estimaciones de costos del IPCC para aerogeneradores y plantas de gas natural y/o a los estudios en los que se basan las estimaciones del IPCC) B. ¿Se necesitó una señal financiera interna, como la premisa de un cierto valor financiero por la reducción de emisiones de GEI, para que se implantara el proyecto? En caso afirmativo, ¿cómo se incorporó este valor financiero en el proceso de decisión de la inversión? (Una compañía que aplicase un cargo interno a la tCO2e podría describir esta señal interna, e indicar si era o no necesaria para la viabilidad del proyecto) C. Si la tecnología o actividad del proyecto involucra costos de capital más altos combinados con ahorros de costos a más largo plazo (en comparación con tecnologías o procedimientos alternos), ¿Cuál es el periodo de recuperación de la inversión? O bien, ¿qué tasa de descuento es necesaria para hacer atractivo financieramente el proyecto? ¿Cuál es el periodo (o tasa de descuento) mínimo utilizado por las entidades inversoras en el proyecto en relación a inversiones que no tienen beneficios por la reducción de emisiones de GEI? (Cuando el negocio prioritario de los participantes es la adquisición de créditos de reducción de emisiones para clientes, se deberá proporcionar información sobre las compensaciones o tasas de descuento utilizadas en las industrias del cliente. Se hace notar que cuando se utilizan tasas relativamente bajas, puede invertirse en una instalación propiedad de una entidad que usa tasas relativamente altas, lo que se considerará como factor en la adicionalidad de eliminación de barrera. Algunas compañías proporcionan información sobre costos de capital y ahorros de costos en inversiones de eficiencia energética en sus informes públicos. Esta información no confidencial podría combinarse con los criterios de inversión de la compañía) D. ¿Existen razones para la aplicación de un requerimiento de recuperación más rápida o de tasa de descuento más alta a este proyecto que a otras inversiones? En caso afirmativo, ¿cuáles son? (Los participantes podrían referirse a información de adicionalidad tecnológica, haciendo notar el riesgo asociado con una tecnología nueva, refiriéndose a los factores de riesgo (1)

Fuente: GERT (Greenhouse gas Emission Reduction Trading pilot) – 2002

3

que pudieran haber conducido a una decisión negativa en ausencia de consideraciones climáticas) Indicadores tecnológicos 2. ¿Involucra el caso de reducción de emisiones, tecnologías o prácticas que van más allá de la práctica habitual en la industria o sector correspondiente con respecto a la intensidad de emisión (e.g. tasa de emisión por unidad de producción) de sus actividades? A. ¿Qué tecnologías o prácticas alternas se consideraron? B. ¿Existen estudios recientes o información impresa que identifiquen las tecnologías o prácticas estándar en la industria o sector económico en la región de aplicación? En caso afirmativo, proveer fuente y resultados. ¿Representan estos estudios las prácticas habituales? (Los informes del IPCC identifican a veces las distintas tecnologías como “de demostración”, “establecidas” y “convencionales”) C. ¿Existe alguna información reciente que indique la fracción de mercado para la tecnología o procedimiento escogido, y para las tecnologías o prácticas alternas que son más o menos energéticamente eficientes o intensivas en emisiones? Si esta información existe, proveer fuente y resultados. Si esta información no está disponible para el mercado en el cual se ha propuesto el proyecto, dar la información disponible sobre el porqué de las diferentes tasas de penetración entre las tecnologías adoptadas y las alternas en el mercado descrito. Si no existe información, argumentar porqué se cree que pueda haber una tasa de penetración distinta. D. Si el proyecto involucra modificación o acondicionamiento, dar cualquier dato que se conozca sobre la tasa de modificaciones o acondicionamientos semejantes en el sector económico de que se trate. E. ¿Se ha considerado utilizar la tecnología o procedimiento elegido en una aplicación semejante en el país o región anfitrión? (Nótese que lo que constituye una tecnología establecida o nueva dependerá de dónde y cuando se está adoptando la tecnología. Cuando el proyecto involucra invertir en equipamiento nuevo, la tecnología establecida quedará determinada generalmente por las inversiones recientes en ese tipo de equipamiento)

4

Indicador de remoción de barrera(2)

3. ¿El proyecto elimina o supera cualquier barrera de información, institucional u otra que persistiría en el caso de referencia? A. ¿Se necesitaron algunas autorizaciones, exenciones o cambios reglamentarios especiales para permitir que el proyecto se aprobará, que no hubieran sido necesarios si los participantes hubieran usado la tecnología o práctica del caso de referencia? Explicar. B. ¿Fueron más difíciles las autorizaciones reglamentarias para la tecnología o procedimiento elegido como consecuencia de la selección de tecnología o procedimiento? Explicar. C. ¿Involucra el proyecto algunos procedimientos que reducen o eliminan los costos de financiación al dueño u operador de la instalación que adopta por una tecnología de reducción de emisiones? Explicar. (Cuando el generador de las RCE no es el dueño de la instalación que ha adoptado la tecnología, ¿ha financiado el proyecto un inversor con acceso a menores costos de financiamiento a cambio de los ahorros en costos resultantes?) D. ¿Involucra el proyecto cualquier cambio de práctica que asegura que la persona o la entidad que financia la inversión de capital o el cambio de procedimiento, recibe los ahorros en costos que resultan de la inversión o el cambio de procedimiento? Explicar. (En el caso de un programa de reacondicionamiento residencial para alquiler de vivienda, los participantes pueden referirse a acuerdos en este ámbito que permitan a los propietarios beneficiarse de los costos energéticos reducidos) E. ¿Involucra el proyecto prácticas que disminuyen o eliminan costos de información para el propietario u operador de la instalación que adopta una tecnología de bajas emisiones? ¿Los participantes han adoptado actuaciones inusuales para demostrar o dar información nueva sobre los beneficios de la tecnología o procedimiento? Explicar. F. ¿Ha habido cambio en los procedimientos institucionales de los participantes que hayan permitido o facilitado que se desarrolle el proyecto? Explicar.

(2)

Nota: Según MANGING RISK – DNV: • La evaluación de las barreras para la inversión o tecnológicas ha probado ser la mejor manera de verificar la adicionalidad de un proyecto • Las barreras de inversión son verificadas comparando la tasa de retorno sobre inversiones (TRI) o la tasa interna de retorno (TIR), con o sin ingresos provenientes de las Reducciones Certificadas de Emisiones para las diferentes alternativas tecnológicas

5

Anexo 2: Procedimiento consolidado para demostrar la adicionalidad de proyectos MDL

2

Anexo 2: Procedimiento consolidado para demostrar la adicionalidad de proyectos MDL Este procedimiento fue aprobado por la Junta Ejecutiva en su reunión 16. En la COP 10 se determina que el uso de esta herramienta es voluntario y se pide su revisión a la Junta Ejecutiva y la presentación de las conclusiones en la primera reunión de las Partes del Protocolo de Kioto. En este apéndice se incluye la traducción al español del documento “Tool for demostration and assessment of additionality” de 22 de octubre de 2004”. Procedimiento para la demostración y determinación de la adicionalidad 1. Este documento prevé una serie de etapas para demostrar y determinar la adicionalidad. Estas etapas incluyen: a) b) c) d) e)

Identificación de alternativas a la actividad del proyecto; Análisis de inversión para determinar que la actividad de proyecto propuesta no es la más atractiva económicamente ni financieramente; Análisis de barreras; Análisis de Los procedimientos ordinarios; e Impacto del registro de la actividad del proyecto propuesta como actividad de proyecto MDL

De acuerdo con la información sobre las actividades similares a la actividad propuesta del proyecto, el análisis de la práctica común es complementar y reforzar la inversión y el análisis de las barreras. Estas etapas se resumen en el organigrama situado al final de este documento. 2. El documento proporciona un marco general para demostrar y determinar la adicionalidad y así poderse aplicar a una amplia gama de tipos de proyectos. Algunos proyectos en particular pueden necesitar determinados ajustes. 3. El uso de esta herramienta para demostrar y determinar la adicionalidad no sustituye la necesidad del uso de una metodología de la línea base. Los participantes de proyecto que propongan nuevas metodologías para la línea base deberán asegurar la consistencia entre la determinación de la adicionalidad de la actividad del proyecto y la determinación del escenario de referencia. 4. Los participantes del proyecto que proponen nuevas metodologías de la línea base pueden incorporar esta herramienta en su propuesta. Los participantes del proyecto también pueden proponer a la Junta Ejecutiva del MDL otras herramientas para la demostrar la adicionalidad.

3

Etapa 0. Investigación preliminar basada en la fecha de comienzo de la actividad de proyecto SI

Etapa1. Identificación de proyectos alternativos a la actividad del proyecto congruente con las leyes y reglamentos aplicables

SI

Etapa 2: Análisis de la inversión

Etapa3: Análisis de barreras

SI

Etapa 4: Análisis de los procedimientos ordinarios

SI

Etapa 5: Impacto del registro MDL

LA ACTIVIDAD DEL PROYECTO ES ADICIONAL

4

Etapa 0. Investigación preliminar basada en la fecha de comienzo de la actividad de proyecto Los acuerdos de Marrakech y la decisión 18/CP.9 proporcionan una guía para decidir sobre la elegibilidad de una actividad de proyecto que se inició antes de su registro como MDL. 1. Si los participantes del proyecto desean que el período de acreditación comience antes del registro de la actividad de su proyecto deben: a) proporcionar la evidencia de que la fecha de comienzo de la actividad del proyecto MDL recaiga entre el primero de enero de 2000 y la fecha de registro de la primera actividad de proyecto MDL, considerando que solamente las actividades de proyectos MDL sometidas para su registro antes del 31 de diciembre de 2005 pueden solicitar que el período de acreditación comience antes de la fecha de su registro. b) Proporcionar la evidencia de que los incentivos del MDL fueron considerados seriamente en la decisión para proceder con la actividad del proyecto. Esta evidencia se basará en documentación (preferiblemente oficial) que estará disponible a terceros antes de comenzar la actividad del proyecto. Etapa 1. Identificación de proyectos alternativos a la actividad del proyecto, congruentes con las leyes y reglamentos aplicables. Defina alternativas realistas y creíbles a la actividad de proyecto que pueden ser parte del escenario de referencia a través de las siguientes subetapas: Sub-Etapa 1a. Definición de alternativas a la actividad del proyecto: 1. Identifique alternativas realistas y creíbles que proporcionen productos o servicios comparables con los proporcionados por la actividad de proyecto. Estas alternativas deben incluir: •

La actividad de proyecto no considerada como proyecto MDL.

•

Todas las alternativas razonables a la actividad de proyecto, que proporcionen productos o servicios similares, comparables en calidad y áreas de aplicación.

•

La continuación de la situación actual (sin considerar la actividad de proyecto ni alguna otra alternativa).

Sub-Etapa 1b. Cumplimiento de las leyes y reglamentos aplicables:. 2. Las alternativas deben cumplir con todos los reglamentos y leyes aplicables aun cuando esas leyes y reglamentos tengan un objetivo diferente a la reducción de GEI, como por ejemplo, la mitigación de la contaminación local. (En esta etapa no se deben considerar políticas nacionales o locales que no tengan rango legal). 3. Si alguna alternativa no cumple con todos lo reglamentos y leyes aplicables entonces demuestre, en base a un examen de los procedimientos ordinarios en el país o región en donde el reglamento o ley se debe aplicar, que su incumplimiento es una práctica generalizada. Proporcione evidencia documental. Si no puede demostrar que el incumplimiento es generalizado, elimine la alternativa

5

4. Si la actividad de proyecto es la única alternativa que cumple con todas las regulaciones de cumplimiento generalizado, entonces la actividad de proyecto propuesta no es adicional. ¾ Proceda a la Etapa 2 (Análisis de la inversión) o a la Etapa 3 (Análisis de barreras). (Los participantes pueden completar las etapas 2 y 3 si así lo deciden). Etapa 2. Análisis de la Inversión. Si se usa esta etapa, determine si la actividad de proyecto es económica o financieramente atractiva sin la ganancia obtenida al vender las RCE. Siga las siguientes subetapas para efectuar el análisis de la inversión: Sub-Etapa 2a. Determine el método de análisis apropiado: 1. Determine si se debe aplicar un análisis de costes simple, una comparación de alternativas de inversión o un análisis de inversión con respecto a una referencia (subetapa 2b). Si la actividad de proyecto MDL no genera otros beneficios económicos o financieros además de la ganancia relacionada con el MDL, aplique un análisis de costes simple (Opción I). De no ser así, utilice una comparación de alternativas de inversión (Opción II) o use un análisis de inversión con respecto a una referencia (Opción III). Sub-Etapa 2b. Opción I. Aplicación de un análisis de costes simple: 2. Documente los costes asociados con la actividad de proyecto MDL y demuestre que esta actividad no produce ninguna ventaja económica con excepción de la renta relacionada con el MDL. ¾ Si se concluye que la actividad propuesta del proyecto MDL no es financieramente atractiva, entonces proceda a la Etapa 4 (análisis de los procedimientos ordinarios) Sub-Etapa 2b. Opción II. Aplicación de una comparación de alternativas de inversión: 3. Identifique el indicador financiero más apropiado para el tipo de proyecto y el contexto de la toma de decisión (el indicador puede ser la tasa interna de retorno (TIR), el valor presente neto (VPN), la relación costo beneficio o el valor unitario de un servicio (por ejemplo, el costo nivelado de la producción de energía en $/kWh o el costo nivelado de la energía calorífica entregada en $/GJ). Sub-Etapa 2b. Opción III. Aplicación de un análisis de inversión con respecto a una referencia (benchmark): 4. Identifique el indicador financiero más apropiado para el tipo de proyecto y el contexto de la toma de decisión (el indicador puede ser la TIR, el VPN, la relación costo beneficio o el valor unitario de un servicio - por ejemplo, el costo nivelado de la producción de energía en $/kWh o el costo nivelado de la energía calorífica entregada en $/GJ -). Identifique un valor de referencia relevante, tal como la tasa requerida de retorno para los accionistas. La referencia debe representar tasas de retorno normales en el mercado, considerando el riesgo específico del tipo de proyecto, pero no debe relacionarse con la expectativa subjetiva de ganancia o el perfil de riesgo de un promotor de proyecto en particular. El valor de referencia puede derivarse de: •

La tasa de los bonos gubernamentales, incrementada con una prima de riesgo que refleje la inversión privada y/o el tipo de proyecto, avalada por un asesor financiero independiente, o 6

•

Estimaciones del costo de financiamiento y del retorno de capital requerido (por ejemplo, tasas de interés de préstamos comerciales y garantías requeridas por el país y tipo de proyecto), con base en la información bancaria y las tasas de retorno requeridas por los accionistas o los fondos privados en proyectos comparables. • La referencia interna de una compañía (coste de capital medio cargado a la empresa) si hay un solo promotor del proyecto (por ejemplo cuando la actividad de un proyecto aumenta un proceso existente). Los promotores del proyecto demostrarán que esta referencia ha sido utilizada constantemente en el pasado, es decir, las actividades del proyecto desarrolladas en condiciones similares para la compañía, utilizan la misma referencia. Sub-Etapa 2c. Cálculo y comparación de los indicadores financieros (solo aplicable a las opciones II y III: 5. Calcule el indicador financiero conveniente para la actividad del proyecto MDL y, en el caso de la Opción II, para las otras alternativas. Incluya todos los costes relevantes (incluyendo, por ejemplo, los costes de inversión, los costes de operación y los costes de mantenimiento) y todas las ganancias (excluyendo las ganancias de las RCE, pero incluyendo los subsidios o los incentivos fiscales cuando sea apropiado), y, cuando resulte adecuado, los costos y beneficios no mercantiles para las inversiones públicas. 6. Presente el análisis de la inversión de manera transparente y proporcione todas las suposiciones relevantes en el DDP-MDL, de manera que cualquier lector pueda reproducir el análisis y obtener los mismos resultados. Presente claramente los parámetros técnico – económicos y las suposiciones (tal como los costos de capital, los precios de los combustibles, los tiempos de vida útil del proyecto y la tasa de descuento o el costo del capital). Justifique y/o cite las hipótesis de manera tal que pueda ser validada por la Entidad Operativa Designada. Al calcular el indicador financiero, los riesgos del proyecto deben incluirse a través de los patrones del cash flow, sujetos a las expectativas y suposiciones específicas del proyecto (por ejemplo las primas de seguros se pueden utilizar en el cálculo para reflejar riesgos específicos equivalentes. 7. Las hipótesis y los datos necesarios para el análisis de la inversión no deben diferir entre el proyecto MDL y sus alternativas, a menos que las diferencias puedan sustentarse. 8. En el documento de diseño de proyecto de MDL debe haber una comparación clara del indicador financiero para la actividad de proyecto MDL y, además: a. Las alternativas, si se usó la Opción II (análisis comparativo de la inversión). Si una de las alternativas tiene el mejor indicador financiero (por ejemplo la TIR más alta), entonces la actividad de proyecto MDL no puede considerarse la más atractiva financieramente. b. La referencia financiera, si se usó la Opción III (análisis de inversión con respecto a una referencia). Si la actividad de proyecto MDL tiene peor indicador (por ejemplo una menor TIR) que la referencia financiera, entonces la actividad de proyecto no puede considerarse como financieramente atractiva.

Sub-Etapa 2d. Análisis de sensibilidad (solo aplicable a las opciones II y III): 9. Incluya un análisis de sensibilidad que muestre que la conclusión relativa a la conveniencia financiera es robusta con respecto a cambios razonables en las suposiciones críticas. El análisis de inversiones proporciona un argumento válido a favor de la adicionalidad sólo si demuestra de forma consistente (para un intervalo realista de 7

hipótesis) la conclusión de que el proyecto MDL no es el más atractivo financieramente (etapa 2(c)8(a), o no es financieramente atractivo (etapa 2(c)8(b). ¾ Si después del análisis de sensibilidad se concluye que la actividad de proyecto MDL no es financieramente la más atractiva (etapa 2(c)8 a), o no es financieramente atractiva con respecto a una referencia (etapa 2(c)8b), proceda a la Etapa3 (análisis de barreras) o a la Etapa 4 (análisis de los procedimientos ordinarios). ¾ De lo contrario, a menos que se efectúe el análisis de barreras y éste indique que la actividad de proyecto se enfrenta barreras que sólo permiten el desarrollo del escenario de referencia, el proyecto se considera no adicional. Etapa 3. Análisis de Barreras. Si se efectúa esta etapa, determine si la actividad de proyecto propuesta se enfrenta a barreras que: (a) permiten la implementación de la actividad de proyecto propuesta. (b) Si no permiten la implantación de al menos una de las alternativas. Siga las siguientes Sub-etapas: Sub-Etapa 3a. Identifique las barreras que evitan que se lleve a cabo la actividad de proyecto propuesta: 1. Establezca las barreras que pueden evitar el desarrollo de la actividad propuesta de proyecto si no se registra como actividad MDL. Esas barreras pueden ser, entre otras: − Barreras a la inversión diferentes a las analizadas en la Etapa 2, por ejemplo: •

La financiación de la deuda no está disponible para este tipo de actividades de proyecto innovadoras. • Ningún acceso a los mercados de capitales internacionales debido a los riesgos verdaderos o percibidos se asoció a la inversión directa doméstica o extranjera en el país donde se vaya a ejecutar la actividad del proyecto. − Barreras tecnológicas, por ejemplo: •

No se tiene disponible mano de obra cualificada y experimentada para operar y mantener el tipo de tecnología del proyecto en el País anfitrión, lo que lleva a su mal funcionamiento y la degradación del equipo. • Carencia de la infraestructura para la puesta en práctica de la tecnología. − •

Barreras debidas a los procedimientos habituales, por ejemplo: El proyecto es “el primero de su clase”: No hay actividad de proyecto de este tipo actualmente operacional en el país o región anfitrión Las barreras identificadas son motivo suficiente para la demostración de adicionalidad, solamente si evitan el desarrollo de la actividad de proyecto cuando éste no se registra como actividad MDL.

8

2. Proporcione evidencia documentada, transparente y conservadora para demostrar la existencia y magnitud de las barreras identificadas. Se puede incluir evidencia anecdótica, pero por si sola no es suficiente prueba de la existencia de barreras. El tipo de evidencia que se proporcionará puede incluir: (a) Legislación relevante, información reguladora o normas de la industria. (b) Estudios o exámenes (sectoriales) relevantes (e.g. encuestas sobre mercado, estudios de la tecnología, etc) emprendidos por las universidades, las instituciones de investigación, las asociaciones de la industria, las compañías, las instituciones bilaterales/multilaterales, etc. (c) Datos estadísticos relevantes de la estadística nacional o internacional (d) Documentación de los datos relevantes del mercado (e.j. precios de mercado, tarifas, reglas) (e) Documentación escrita de la compañía o la institución que desarrolla o que pone la actividad del proyecto en ejecución de CDM o el promotor del proyecto de CDM, tal como actas de reuniones del Consejo, estudios de viabilidad, información financiera o presupuestaria, etc. (f) Los documentos preparados por el promotor del proyecto, los contratistas o los socios del proyecto en el contexto de la actividad propuesta del proyecto o de las puestas en práctica anteriores similares del proyecto. (g) Documentación escrita de juicios de expertos independientes de la industria, de instituciones educativas (e.j. universidades, escuelas técnicas, centros de entrenamiento), de asociaciones de la industria y de otras. Sub- Etapa 3b. Demuestre que las barreras identificadas no evitan que se lleven a cabo las alternativas identificadas en al menos una de las alternativas (exceptuando la actividad de proyecto): 3. Si las barreras identificadas también afectan a otras alternativas, demuestre que las afecta en menor medida que a la actividad de proyecto MDL. En otras palabras, explique cómo las barreras identificadas no son prohibitivas para el desarrollo de las alternativas. Cualquier alternativa que pueda ser detenida por las barreras identificadas en la etapa 3(a) no es viable y debe eliminarse. Al menos se debe identificar una alternativa viable. ¾ Si se satisfacen las etapas 3(a) y 3(b) proceda a la Etapa 4. ¾ Si alguna de las etapas 3(a) y 3(b) no se satisface la actividad del proyecto no es adicional.

Etapa 4. Análisis de los Procedimientos Ordinarios La prueba de adicionalidad genérica realizada en las etapas anteriores debe completarse con un análisis de la medida en la que una actividad de proyecto propuesta (por ejemplo, una tecnología o un procedimiento) ya se ha difundido en el sector económico o en una región geográfica relevante. Esta prueba es una verificación de credibilidad para complementar el análisis de la inversión (Etapa 2) o el análisis de barreras (Etapa 3). Identifique y discuta las prácticas comunes existentes siguiendo las siguientes subetapas: Sub-Etapa 4a. Analice otras actividades similares a las del proyecto propuesto: 1. Proporcione un análisis de cualquier otra actividad, implantada previamente o en desarrollo actual, similar a la actividad de proyecto MDL. Los proyectos son considerados similares si se desarrollan en el mismo país y/o con tecnología genéricamente similar, son de tamaño parecido y se desarrollan en un ambiente similar con respecto al marco legal, ciclo de inversión, acceso a la tecnología, acceso al financiamiento, etc. No debe 9

de incluirse en este análisis otras actividades del proyecto CDM. Proporcione información cuantitativa cuando sea relevante. Sub-Etapa 4b. Discuta cualquier opción similar que esté ocurriendo: 2. Si se observan y son realizadas comúnmente actividades similares a las del proyecto MDL, es dudosa la conclusión de que éste es financieramente no atractivo (como se contempla en la Etapa 2) o se enfrenta a barreras (como las contempladas en la Etapa 3). Por lo tanto, si se identifican actividades similares es necesario demostrar porqué la existencia de éstas no contradice la conclusión de que la actividad de proyecto MDL es financieramente no atractiva o se enfrenta a barreras . Esto puede realizarse comparando el proyecto propuesto con otras actividades similares, enfatizando y documentando las distinciones esenciales entre ellos, distinciones que expliquen porqué las actividades similares disfrutan de ciertos beneficios que las hacen atractivas financieramente (por ejemplo subsidios o recursos para el desarrollo), o no se enfrentan a las barreras a la actividad de proyecto MDL. 3. Las distinciones esenciales pueden incluir un cambio serio en las circunstancias bajo las cuales el proyecto MDL será implantado, cuando se comparan con las circunstancias bajo las cuales se desarrollaron proyectos similares. Por ejemplo, pueden surgir nuevas barreras o pueden finalizar algunas políticas de promoción, llevando a una situación en la cual la actividad de proyecto MDL propuesta no puede implantarse sin el incentivo proporcionado por el MDL. El cambio de circunstancias debe ser fundamental y verificable. ¾ Si se satisfacen las etapas 4(a) y 4(b,), la actividad de proyecto MDL no es el escenario de referencia. ¾ Si no se satisfacen las etapas 4(a) y 4(b), la actividad de proyecto MDL no es adicional.

Etapa 5. Impacto del Registro MDL Explique cómo la aprobación y registro del proyecto como actividad MDL, con los consiguientes beneficios e incentivos derivados de este reconocimiento, atenuará las dificultades económicas y financieras (Etapa 2) o eliminará otras barreras (Etapa 3), permitiendo que el proyecto se desarrolle. Los beneficios e incentivos pueden ser de varios tipos, tales como: • • •

• •

Reducción de las emisiones antropogénicas de GEI; Los beneficios financieros derivados de la venta de las RCE, La incorporación de nuevos inversionistas que no están expuestos a las mismas barreras o pueden aceptar TIR menores (por ejemplo, debido a que tienen acceso a capital más barato), La incorporación de nuevos socios con la capacidad de implantar nuevas tecnologías, y La reducción de los riesgos por inflación y tasa de cambio que afectan las ganancias esperadas y no atraen inversionistas.

¾ Si la Etapa 5 se cumple, la actividad del proyecto MDL propuesta no es el escenario de referencia ¾ Si la Etapa 5 no se cumple, la actividad de proyecto MDL propuesta no es adicional

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Anexo 3: Formato del Documento de Diseño de un Proyecto MDL (PDD – MDL) (Project Design Document Form (PDD-CDM) Version 02- in effect as off: 1 July 2004) (http://cdm.unfccc.int/Reference/Documents)

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CLEAN DEVELOPMENT MECHANISM PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM-PDD) Version 02 - in effect as of: 1 July 2004)

CONTENTS A.

General description of project activity

B.

Application of a baseline methodology

C.

Duration of the project activity / Crediting period

D.

Application of a monitoring methodology and plan

E.

Estimation of GHG emissions by sources

F.

Environmental impacts

G.

Stakeholders’ comments

Annexes Annex 1: Contact information on participants in the project activity Annex 2: Information regarding public funding Annex 3: Baseline information Annex 4: Monitoring plan

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page 4

SECTION A. General description of project activity A.1

Title of the project activity:

>>

A.2.

Description of the project activity:

>> A.3. >>

Project participants:

A.4.

Technical description of the project activity: A.4.1. Location of the project activity:

>> A.4.1.1.

Host Party(ies):

A.4.1.2.

Region/State/Province etc.:

A.4.1.3.

City/Town/Community etc:

>>

>>

>> A.4.1.4. Detail of physical location, including information allowing the unique identification of this project activity (maximum one page): >> A.4.2. Category(ies) of project activity: >> A.4.3. Technology to be employed by the project activity: >> A.4.4. Brief explanation of how the anthropogenic emissions of anthropogenic greenhouse gas (GHGs) by sources are to be reduced by the proposed CDM project activity, including why the emission reductions would not occur in the absence of the proposed project activity, taking into account national and/or sectoral policies and circumstances: >> A.4.4.1.

Estimated amount of emission reductions over the chosen crediting

period: >> A.4.5. Public funding of the project activity: >> SECTION B.

B.1. >>

Application of a baseline methodology

Title and reference of the approved baseline methodology applied to the project activity:

PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 02 CDM – Executive Board

B.1.1.

page 5

Justification of the choice of the methodology and why it is applicable to the project

activity: >>

B.2.

Description of how the methodology is applied in the context of the project activity:

>> B.3. Description of how the anthropogenic emissions of GHG by sources are reduced below those that would have occurred in the absence of the registered CDM project activity: >> B.4. Description of how the definition of the project boundary related to the baseline methodology selected is applied to the project activity: >> Details of baseline information, including the date of completion of the baseline study and the name of person (s)/entity (ies) determining the baseline: >> B.5.

SECTION C.

C.1

Duration of the project activity / Crediting period

Duration of the project activity: C.1.1.

Starting date of the project activity:

>>

C.1.2. Expected operational lifetime of the project activity: >> C.2

Choice of the crediting period and related information: C.2.1.

Renewable crediting period C.2.1.1.

Starting date of the first crediting period:

C.2.1.2.

Length of the first crediting period:

>>

>> C.2.2.

Fixed crediting period: C.2.2.1.

Starting date:

C.2.2.2.

Length:

>>

>> SECTION D. Application of a monitoring methodology and plan D.1. >>

Name and reference of approved monitoring methodology applied to the project activity:

PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 02 CDM – Executive Board

D.2. >>

page 6

Justification of the choice of the methodology and why it is applicable to the project activity:

PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 02 CDM – Executive Board

page 7

D.2. 1. Option 1: Monitoring of the emissions in the project scenario and the baseline scenario

D.2.1.1. Data to be collected in order to monitor emissions from the project activity, and how this data will be archived: ID number (Please use numbers to ease crossreferencing to D.3)

Data variable

Source of data

Data unit

Measured (m), calculated (c) or estimated (e)

Recording frequency

Proportion of data to be monitored

How will the data be archived? (electronic/ paper)

Comment

D.2.1.2. Description of formulae used to estimate project emissions (for each gas, source, formulae/algorithm, emissions units of CO2 equ.) >> D.2.1.3. Relevant data necessary for determining the baseline of anthropogenic emissions by sources of GHGs within the project boundary and how such data will be collected and archived : ID number (Please use numbers to ease crossreferencing to table D.3)

Data variable

Source of data

Data unit

Measured (m), calculated (c), estimated (e),

Recording frequency

Proportion of data to be monitored

How will the data be archived? (electronic/ paper)

Comment

D.2.1.4. Description of formulae used to estimate baseline emissions (for each gas, source, formulae/algorithm, emissions units of CO2 equ.) >> D. 2.2. Option 2: Direct monitoring of emission reductions from the project activity (values should be consistent with those in section E). This template shall not be altered. It shall be completed without modifying/adding headings or logo, format or font.

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D.2.2.1. Data to be collected in order to monitor emissions from the project activity, and how this data will be archived: ID number (Please use numbers to ease crossreferencing to table D.3)

Data variable

Source of data

Data unit

Measured (m), calculated (c), estimated (e),

Recording frequency

Proportion of data to be monitored

How will the data be archived? (electronic/ paper)

Comment

D.2.2.2. Description of formulae used to calculate project emissions (for each gas, source, formulae/algorithm, emissions units of CO2 equ.): >> D.2.3. Treatment of leakage in the monitoring plan D.2.3.1. If applicable, please describe the data and information that will be collected in order to monitor leakage effects of the project activity ID number (Please use numbers to ease crossreferencing to table D.3)

Data variable

Source of data

Data unit

Measured (m), calculated (c) or estimated (e)

Recording frequency

Proportion of data to be monitored

How will the data be archived? (electronic/ paper)

Comment

D.2.3.2. Description of formulae used to estimate leakage (for each gas, source, formulae/algorithm, emissions units of CO2 equ.) >> This template shall not be altered. It shall be completed without modifying/adding headings or logo, format or font.

PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 02 CDM – Executive Board

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D.2.4. Description of formulae used to estimate emission reductions for the project activity (for each gas, source, formulae/algorithm, emissions units of CO2 equ.) >> D.3.

Quality control (QC) and quality assurance (QA) procedures are being undertaken for data monitored

Data (Indicate table and ID number e.g. 3.-1.; 3.2.)

Uncertainty level of data (High/Medium/Low)

Explain QA/QC procedures planned for these data, or why such procedures are not necessary.

D.4 Please describe the operational and management structure that the project operator will implement in order to monitor emission reductions and any leakage effects, generated by the project activity >>

D.5

Name of person/entity determining the monitoring methodology:

>>

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PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 02 CDM – Executive Board

SECTION E.

Estimation of GHG emissions by sources

E.1. >>

Estimate of GHG emissions by sources:

E.2. >>

Estimated leakage:

E.3.

The sum of E.1 and E.2 representing the project activity emissions:

>> E.4. >>

Estimated anthropogenic emissions by sources of greenhouse gases of the baseline:

E.5. Difference between E.4 and E.3 representing the emission reductions of the project activity: >> E.6. >>

Table providing values obtained when applying formulae above:

SECTION F.

Environmental impacts

F.1. Documentation on the analysis of the environmental impacts, including transboundary impacts: >>

F.2. If environmental impacts are considered significant by the project participants or the host Party, please provide conclusions and all references to support documentation of an environmental impact assessment undertaken in accordance with the procedures as required by the host Party: >> SECTION G. >>

Stakeholders’ comments

G.1. >>

Brief description how comments by local stakeholders have been invited and compiled:

G.2. >>

Summary of the comments received:

G.3. >>

Report on how due account was taken of any comments received:

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PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 02 CDM – Executive Board

Annex 1 CONTACT INFORMATION ON PARTICIPANTS IN THE PROJECT ACTIVITY Organization: Street/P.O.Box: Building: City: State/Region: Postfix/ZIP: Country: Telephone: FAX: E-Mail: URL: Represented by: Title: Salutation: Last Name: Middle Name: First Name: Department: Mobile: Direct FAX: Direct tel: Personal E-Mail:

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PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 02 CDM – Executive Board

Annex 2

INFORMATION REGARDING PUBLIC FUNDING

ANNEX 3 BASELINE INFORMATION

Annex 4 MONITORING PLAN

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Anexo 4: Propuesta de Nueva Metodología: Base de Referencia (CDM – NMB) (Proposed New Methodology: Baseline (CDM-NMB), (Version 01 in effect as off: 1 July 2004) (http://cdm.unfccc.int/Reference/Documents)

2

CLEAN DEVELOPMENT MECHANISM PROPOSED NEW METHODOLOGY: BASELINE (CDM-NMB) Version 01 - in effect as of: 1 July 2004

CONTENTS A. Identification of methodology B. Overall summary description C. Choice of and justification as of baseline approach D. Explanation and justification of the proposed new baseline methodology

E. Data sources and assumptions F. Assessment of uncertainties G. Explanation of how the baseline methodology allows for the development of baselines in a transparent and conservative manner

3

SECTION A. Identification of methodology A.1. Proposed methodology title: >>

A.2. List of category(ies) of project activity to which the methodology may apply: >> A.3. Conditions under which the methodology is applicable to CDM project activities: >> A.4. What are the potential strengths and weaknesses of this proposed new methodology? >>

SECTION B. Overall summary description: >>

SECTION C. Choice of and justification as to why one of the baseline approaches listed in paragraph 48 of CDM modalities and procedures is considered to be the most appropriate: >>

C.1. General baseline approach: □

Existing actual or historical emissions, as applicable;

□ Emissions from a technology that represents an economically attractive course of action, taking into account barriers to investment; □ The average emissions of similar project activities undertaken in the previous five years, in similar social, economic, environmental and technological circumstances, and whose performance is among the top 20 per cent of their category. C.2. Justification of why the approach chosen in C.1 above is considered the most appropriate: >> SECTION D.

Explanation and justification of the proposed new baseline methodology:

D.1. Explanation of how the methodology determines the baseline scenario (that is, indicate the scenario that reasonably represents the anthropogenic emissions by sources of greenhouse gases (GHG) that would occur in the absence of the proposed project activity): >>

D.2. Criteria used in developing the proposed baseline methodology: >>

D.3. Explanation of how, through the methodology, it can be demonstrated that a project activity is additional and therefore not the baseline scenario (section B.3 of the CDM-PDD): >> D.4. How national and/or sectoral policies and circumstances can been taken into account by the methodology: >>

4

D.5. Project boundary (gases and sources included, physical delineation): >>

D.6. Elaborate and justify formulae/algorithms used to determine the baseline scenario. Variables, fixed parameters and values have to be reported (e.g. fuel(s) used, fuel consumption rates): >>

D.7. Elaborate and justify formulae/algorithms used to determine the emissions from the project activity. Variables, fixed parameters and values have to be reported (e.g. fuel(s) used, fuel consumption rates): >>

D.8. Description of how the baseline methodology addresses any potential leakage of the project activity: >> D.9. Elaborate and justify formulae/algorithms used to determine the emissions reductions from the project activity. Variables, fixed parameters and values have to be reported (e.g. fuel(s) used, fuel consumption rates): >>

SECTION E. Data sources and assumptions: E.1. Describe parameters and or assumptions (including emission factors and activity levels): >>

E.2. List of data used indicating sources (e.g. official statistics, expert judgement, proprietary data, IPCC, commercial and scientific literature) and precise references and justify the appropriateness of the choice of such data: >> E.3. Vintage of data (e.g. relative to starting date of the project activity): >> E.4. Spatial level of data (local, regional, national): >> SECTION F. Assessment of uncertainties (sensitivity to key factors and assumptions): >> SECTION G. Explanation of how the baseline methodology allows for the development of baselines in a transparent and conservative manner: >>

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5

Anexo 5: Propuesta de Nueva Metodología: Vigilancia (CDM – NMM) (Proposed New Methodology: Monitoring (CDM-NMM) (Version 01 in effect as off: 1 July 2004) (http://cdm.unfccc.int/Reference/Documents)

UNFCCC/CCNUCC Page 2

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UNFCCC/CCNUCC Page 3

CLEAN DEVELOPMENT MECHANISM PROPOSED NEW METHODOLOGY: MONITORING (CDM-NMM) Version 01 - in effect as of: 1 July 2004

CONTENTS A. Identification of methodology B. Proposed new monitoring methodology

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UNFCCC/CCNUCC Page 4

SECTION A. Identification of methodology A.1. Title of the proposed methodology: >> A.2. List of category(ies) of project activity to which the methodology may apply: >> A.3. Conditions under which the methodology is applicable to CDM project activities: >> A.4. What are the potential strengths and weaknesses of this proposed new methodology? >> SECTION B.

Proposed new monitoring methodology

B.1. Brief description of the new methodology: >> B.2. Option 1: Monitoring of the emissions in the project scenario and the baseline scenario: >> B.2.1. Data to be collected or used in order to monitor emissions from the project activity, and how this data will be archived: ID number (Please use numbers to ease crossreferencing to table B.7)

Data variable

Source of data

Data unit

Measured (m), calculated (c) or estimated (e)

Recording frequency

Proportion of data to be monitored

How will the data be archived? (electronic/ paper)

Comment

B.2.2. Description of formulae used to estimate project emissions (for each gas, source, formulae/algorithm, emissions units of CO2 equ.): >> B.2.3. Relevant data necessary for determining the baseline of anthropogenic emissions by sources of greenhouse gases (GHG) within the project boundary and how such data will be collected and archived: ID number Data Source of Data Measured (m), Recording Proportion of How will Comment (Please use variable data unit calculated (c), frequency data to be the data be numbers to estimated (e), monitored archived? ease cross(electronic/ referencing paper) to table B.7)

B.2.4. Description of formulae used to estimate baseline emissions (for each gas, source, formulae/algorithm, emissions units of CO2 equ.): >>

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UNFCCC/CCNUCC Page 5

B.3. Option 2: Direct monitoring of emission reductions from the project activity: >>

B.3.1. Data to be collected or used in order to monitor emissions from the project activity, and how this data will be archived: ID number (Please use numbers to ease crossreferencing to table B.7)

Data variable

Source of data

Data unit

Measured (m), calculated (c), estimated (e),

Recording frequency

Proportion of data to be monitored

How will the data be archived? (electronic/ paper)

Comment

B.3.2. Description of formulae used to calculate project emissions (for each gas, source, formulae/algorithm, emissions units of CO2 equ.): >> B.4. Treatment of leakage in the monitoring plan: >> B.4.1. If applicable, please describe the data and information that will be collected in order to monitor leakage effects of the project activity: ID number (Please use numbers to ease crossreferencing to table B.7)

Data variable

Source of data

Data unit

Measured (m), calculated (c) or estimated (e)

Recording frequency

Proportion of data to be monitored

How will the data be archived? (electronic/ paper)

B.4.2. Description of formulae used to estimate leakage (for each gas, source, formulae/algorithm, emissions units of CO2 equ.): >> B.5. Description of formulae used to estimate emission reductions for the project activity (for each gas, source, formulae/algorithm, emissions units of CO2 equ.): >> B.6. Assumptions used in elaborating the new methodology: >>

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Comment

UNFCCC/CCNUCC Page 6

B.7. Please indicate whether quality control (QC) and quality assurance (QA) procedures are being undertaken for the items monitored: Data (Indicate table and ID number e.g. 3.-1.; 3.2.)

Uncertainty level of data (High/Medium/Low)

Explain QA/QC procedures planned for these data, or why such procedures are not necessary.

B.8. Has the methodology been applied successfully elsewhere and, if so, in which circumstances? >>

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Anexo 6: Documento de Diseño Simplificado de un Proyecto MDL de Pequeña Escala (SSC – PDD) (Versión 01, en vigor desde 21/01/2003) (http://cdm.unfccc.int/Reference/Documents/SSC_PDD/Spanish/SSCPDD_es.pdf )

Apéndice A1 de las modalidades y procedimientos simplificados para actividades de proyectos del MDL en pequeña escala DOCUMENTO DE PROYECTO SIMPLIFICADO PARA ACTIVIDADES DE PROYECTOS EN PEQUEÑA ESCALA DEL MECANISMO PARA UN DESARROLLO LIMPIO (DP-APE) Versión 01 (21 de enero de 2003)

Nota introductoria 1.

Se presenta aquí el documento de proyecto para actividades de proyectos en pequeña

escala del mecanismo para un desarrollo limpio (DP-APE). En él se amplía la información esbozada en el apéndice B (Documento de proyecto) de las modalidades y procedimientos del MDL (anexo de la decisión 17/CP.7, documento FCCC/CP/2001/13/Add.2) y se recogen las modalidades y procedimientos simplificados (en adelante "los MP simplificados") para actividades de proyectos del MDL en pequeña escala (anexo II de la decisión 21/CP.8, documento FCCC/CP/2002/7/Add.3). 2.

En la página correspondiente al MDL del sitio web de la Convención Marco

(http:/unfccc.int/cdm/ssc.htm) puede obtenerse el DP-APE, que también puede solicitarse a la secretaría en versión electrónica (correo electrónico: [email protected]) o impresa (fax: +49-228-8151999). 3.

Las instrucciones a los participantes figuran en cursiva (por ejemplo: explicación).

4.

La Junta Ejecutiva puede revisar el DP-APE de ser necesario. Las revisiones no

afectarán a las actividades de proyectos del MDL en pequeña escala validadas antes de la fecha en la que entre en vigor la nueva versión revisada del DP-APE. Las versiones posteriores del DP-APE se fecharán y numerarán consecutivamente. El DP-APE podrá 1

El presente apéndice se ha redactado de conformidad con las modalidades y procedimientos simplificados para actividades de proyectos en pequeña escala del MDL (anexo II de la decisión 21/CP.8, documento FCCC/CP/2002/7/Add.3) y constituye el apéndice A de ese documento. Véase el texto completo del anexo II de la decisión 21/CP.8, en htpp://unfccc.int/cdm/ssc.htm). FCCC/INFORMAL/66 GE.03-60336 (S) 130303 140303

-2-

posteriores del DP-APE se fecharán y numerarán consecutivamente. El DP-APE podrá consultarse en las páginas web sobre el MDL en los seis idiomas oficiales de las Naciones Unidas. 5.

De conformidad con las modalidades y procedimientos del MDL, el idioma de

trabajo de la Junta será el inglés. Por consiguiente, los DP-APE completados deberán presentarse a la Junta Ejecutiva en ese idioma. 6.

Cuando se trate de actividades en pequeña escala que se presenten agrupadas, de

conformidad con el apartado a) del párrafo 9 y el párrafo 19 de los MP simplificados para las actividades de proyectos del MDL en pequeña escala, podrá presentarse un solo DP-APE siempre que se proporcione la información relativa a las secciones A.3 (Participantes en el proyecto) y A.4.1 (Ubicación de la actividad de proyecto) respecto de cada actividad de proyecto, y que en el apartado D se exponga un plan general de vigilancia. 7.

Cuando se trate de una actividad de proyecto en pequeña escala con distintos

componentes que pueda proponerse 2 como actividad de proyecto en pequeña escala del MDL podrá presentarse un DP-APE, siempre que la información relativa a las subsecciones A.4.2 (Tipo y categoría(s) y tecnología de la actividad de proyecto) y A.4.3 (Breve explicación del modo en que se prevé reducir las emisiones andropógenas de gases de efecto invernadero (GEI) por las fuentes mediante la actividad de proyecto del MDL propuesta) y los apartados B (Metodología de la base de referencia) y E (Cálculo de las emisiones de GEI por las fuentes) se facilite por separado en relación con cada componente de la actividad de proyecto.

2

En el párrafo 7 de los MP simplificados para actividades de proyectos del MDL en pequeña escala, relativo a las aclaraciones de la Junta Ejecutiva sobre las actividades de proyectos en pequeña escala del MDL, la Junta acordó que cuando se tratase de una actividad de proyecto con más de un componente en el que se aplicasen las modalidades y procedimientos simplificados del MDL, cada componente debería cumplir el criterio mínimo para cada tipo aplicable, por ejemplo, si se trataba de un proyecto con componentes de energía renovable y eficiencia energética, el componente de energía renovable debería satisfacer el criterio de "energía renovable" y el componente de eficiencia energética el de "eficiencia energética".

-3-

8.

Si la actividad de proyecto no corresponde a ninguna de las categorías del

apéndice B de los MP simplificados para actividades de proyectos en pequeña escala del MDL, los iniciadores del proyecto podrán proponer otras categorías de proyectos para su examen por la Junta Ejecutiva, de conformidad con los párrafos 15 y 16 de los MP simplificados para actividades de proyectos en pequeña escala del MDL. Sin embargo, el documento de proyecto sólo podrá presentarse a la Junta Ejecutiva para su examen después de que ésta haya enmendado el apéndice B como corresponda. 9.

Puede obtenerse un glosario de términos descargándolo de las páginas web sobre el

MDL, o bien solicitándolo en versión electrónica (correo electrónico: [email protected] ) o impresa (fax: +49-228-8151999).

-4-

ÍNDICE Página A. Descripción general de la actividad de proyecto ........................................................

5

B. Metodología para la base de referencia ......................................................................

8

C. Duración de la actividad de proyecto y período de acreditación................................

10

D. Plan y metodología de vigilancia................................................................................

11

E. Cálculo de las reducciones de las emisiones de GEI por las fuentes..........................

14

F. Repercusiones ambientales .........................................................................................

15

G. Observaciones de los interesados ...............................................................................

16

Anexos 1.

Información sobre los participantes en la actividad de proyecto................................

17

2.

Información sobre la financiación pública .................................................................

17

-5-

A.

Descripción general de la actividad de proyecto

A.1 Título de la actividad de proyecto A.2 Descripción de la actividad de proyecto: (Inclúyase en la descripción: -

el objetivo de la actividad de proyecto;

-

la opinión de los participantes en el proyecto sobre la contribución de la actividad de proyecto al desarrollo sostenible (una página como máximo).)

A.3 Participantes en el proyecto: (Enumérense las Partes y entidades públicas y/o privadas que participen en la actividad de proyecto e indíquense sus señas en el anexo 1 del presente documento.) (Debe designarse a una de las entidades mencionadas para que actúe como contacto para tratar de la actividad de proyecto del MDL.) A.4 Descripción técnica de la actividad de proyecto: A.4.1

Ubicación del proyecto: A.4.1.1

Parte o Partes que acogen el proyecto

A.4.1.2

Región/Estado/provincia, etc.

A.4.1.3

Ciudad/pueblo/comunidad, etc.

A.4.1.4

Descripción detallada sobre la ubicación física, con información que permita la identificación precisa de esta actividad de proyecto (una página como máximo).

-6-

A.4.2

Tipo y categoría(s) y tecnología de la actividad de proyecto

(Especifíquense el tipo y la categoría de la actividad de proyecto empleando la clasificación del apéndice B de los MP simplificados para actividades de proyectos en pequeña escala del MDL (en adelante, "el apéndice B"). Obsérvese que el apéndice B puede ser revisado en el futuro y que la versión más reciente podrá consultarse en las páginas web del MDL. En esta sección debe explicarse el modo en que la actividad propuesta se ajusta al tipo y categoría de proyecto elegido (en aras de la simplicidad, en el resto del presente documento se dirá "categoría del proyecto" en vez de "tipo y categoría del proyecto"). Si la actividad de proyecto no corresponde a ninguna de las categorías del apéndice B pueden proponerse otras categorías de proyectos para su examen por la Junta Ejecutiva, de conformidad con los párrafos 15 y 16 de los MP simplificados para actividades de proyectos en pequeña escala del MDL. Sin embargo, el DP-APE final sólo podrá presentarse a la Junta Ejecutiva para su examen después de que ésta haya enmendado el apéndice B como corresponda.) (En esta sección debe incluirse una descripción sobre el modo en que se transferirán la tecnología y los conocimientos ecológicamente inocuos a la Parte de acogida si la transferencia es parte del proyecto.) A.4.3

Breve explicación del modo en que se prevé reducir las emisiones antropógenas de gases de efecto invernadero (GEI) por las fuentes mediante la actividad de proyecto del MDL propuesta

(Explíquese brevemente de qué forma se prevé lograr la reducción de las emisiones antropógenas de gases de efecto invernadero (se darán más detalles en la sección B) e indíquese la estimación total de las reducciones que se espera lograr en toneladas de CO2 equivalente como se determina en la sección E.) A.4.4

Financiación pública del proyecto

(Indíquese si se cuenta con fondos públicos de Partes incluidas en el anexo I para la actividad de proyecto propuesta. Si se cuenta con fondos públicos de una o más Partes incluidas en el anexo I, proporciónese información sobre las fuentes de financiación pública

-7-

para el proyecto en el anexo 2, incluida la declaración de que esa financiación no entrañará la desviación de recursos de asistencia oficial para el desarrollo y será independiente y no contará a efecto de cumplir las obligaciones financieras de esas Partes.) A.4.5

Confirmación de que la actividad de proyecto en pequeña escala no es un componente desagrupado de una actividad de proyecto mayor

(Consúltense en el apéndice C de los MP simplificados para actividades de proyectos en pequeña escala del MDL las instrucciones sobre la forma de determinar si la actividad de proyecto propuesta no es un componente desagrupado de una actividad de proyecto mayor.)

-8-

B.

Metodología para la base de referencia

B.1 Título y referencia de la categoría de proyecto aplicable a la actividad de proyecto (Sírvase consultar en las páginas web del MDL la lista más reciente de las categorías de actividades de proyectos en pequeña escala del MDL que figura en el apéndice B de los MP simplificados para actividades de proyectos en pequeña escala del MDL.) B.2 Categoría de proyecto aplicable a la actividad de proyecto (Justifíquese la elección del cálculo de la base de referencia aplicable para la categoría de proyecto enumerada en el apéndice B de los MP simplificados para actividades de proyectos en pequeña escala del MDL.) B.3 Descripción de la forma en que las emisiones antropógenas de GEI por las fuentes se reducen respecto de las que se producirían en la ausencia de la actividad de proyecto del MDL propuesta (es decir, explicación de que esta actividad de proyecto es adicional y por consiguiente no idéntica al escenario de referencia) (Justifíquese que la actividad de proyecto propuesta cumple los requisitos para usar metodologías simplificadas y que es adicional, usando para ello el anexo A del apéndice B de los MP simplificados para actividades de proyectos en pequeña escala del MDL.) (Deberán resumirse también en esta sección las políticas y circunstancias nacionales pertinentes a la base de referencia de la actividad de proyecto propuesta.) B.4 Descripción del ámbito del proyecto (Defínase el ámbito del proyecto correspondiente a la actividad siguiendo las instrucciones de la categoría correspondiente del apéndice B de los MP simplificados para actividades de proyectos en pequeña escala del MDL.) B.5 Detalles y establecimiento de la base de referencia: B.5.1

Especifíquese la base de referencia de la actividad de proyecto propuesta usando una metodología especificada en la categoría correspondiente del apéndice B de los MP simplificados para actividades de proyectos en pequeña escala del MDL.

-9-

B.5.2

Fecha de finalización del texto final de esta sección de la base de referencia (DD/MM/AAAA).

B.5.3

Nombre de la persona/entidad que determina la base de referencia.

(Proporciónese la dirección e indíquese si la persona o entidad es también uno de los participantes que se enumeran en el anexo 1 del presente documento.)

-10-

C.

Duración de la actividad de proyecto y período de acreditación

C.1 Duración de la actividad de proyecto: C.1.1

Fecha de comienzo de la actividad de proyecto. (La definición del término "fecha de comienzo", figura en las páginas web del MDL.)

C.1.2

Período operacional estimado de la actividad de proyecto (en años y meses, por ejemplo, "dos años y cuatro meses" se expresaría: "2a-4m").

C.2 Selección del período de acreditación e información conexa: (subráyese la opción elegida (C.2.1 o C.2.2) y proporciónese la información correspondiente a esa opción) (Obsérvese que el período de acreditación sólo podrá comenzar después de la fecha de registro de la actividad propuesta como actividad de proyecto del MDL. En casos excepcionales la fecha de comienzo del período de acreditación puede ser anterior a la fecha de registro de la actividad de proyecto tal como se dispone en los párrafos 12 y 13 de la decisión 17/CP.7 y en las orientaciones de la Junta Ejecutiva, que pueden consultarse en las páginas web del MDL.) C.2.1

Período de acreditación renovable (como máximo (7) años por período de acreditación): C.2.1.1 Fecha de comienzo del primer período de acreditación (DD/MM/AAAA). C.2.1.2 Duración del primer período de acreditación: (en años y meses, por ejemplo, "dos años y cuatro meses" se expresaría: "2a-4m").

C.2.2

Período de acreditación fijo (cómo máximo (10) años): C.2.2.1 Fecha de comienzo (DD/MM/AAAA). C.2.2.2 Duración (máximo 10 años): (en años y meses, por ejemplo, "dos años y cuatro meses" se expresaría: "2a-4m").

-11-

D.

Plan y metodología de vigilancia (El plan de vigilancia incluirá una de las metodologías de vigilancia especificadas para la

categoría aplicable de actividades de proyectos en pequeña escala del MDL enumeradas en el apéndice B de los MP simplificados para actividades de proyectos en pequeña escala del MDL y representará buenas prácticas de supervisión adecuadas al tipo de actividad de proyecto. En el plan de vigilancia se proporcionará también información sobre la recopilación y el archivo de los datos especificados en el apéndice B de los MP simplificados para actividades de proyectos en pequeña escala del MDL para: -

estimar o medir las emisiones que se producen dentro del ámbito del proyecto;

-

determinar la base de referencia, según proceda;

-

estimar las fugas cuando deban tenerse en cuenta.

Los participantes en el proyecto aplicarán el plan de vigilancia registrado y proporcionarán datos, con arreglo al plan, por medio de sus informes de vigilancia. Las entidades operacionales verificarán que la metodología y plan de vigilancia se han aplicado debidamente y comprobarán la información de conformidad con las disposiciones sobre verificación. En esta sección se describirá en detalle el plan de vigilancia, e incluirá la identificación de los datos que deban recopilarse y su calidad con respecto a la precisión, comparabilidad, exhaustividad y validez, teniendo en cuenta las orientaciones que figuren en la metodología, y el archivo de los datos recopilados. Obsérvese que los datos de vigilancia necesarios para la verificación y expedición deben guardarse durante dos años después de la fecha en que termine el período de acreditación o de la fecha de la última expedición de RCEs para la actividad de proyecto, si ésta es posterior. Cuando se trate de actividades de proyectos agrupadas podrá proponerse un plan general de vigilancia basado en muestras de las actividades. Si las actividades de proyectos agrupadas se registran junto con un plan general de vigilancia, deberá aplicarse el plan y cada verificación

-12-

o certificación de las reducciones de emisiones logradas deberá abarcar todos los proyectos agrupados.) D.1 Nombre y referencia de la metodología aprobada aplicada a la actividad de proyecto (En las páginas web del MDL puede obtenerse la versión más reciente de la lista indicativa de actividades de proyectos en pequeña escala del MDL que figura en el apéndice B de los MP simplificados para actividades de proyectos en pequeña escala del MDL.) (Si debe aplicarse una norma nacional o internacional para la vigilancia de ciertos aspectos del proyecto, identifíquese esa norma e indíquese el lugar en el que puede encontrarse una descripción detallada.) D.2 Justificación de la elección de la metodología y razón por la que es aplicable al proyecto (Justifíquese la elección de la metodología de vigilancia aplicable a la categoría de proyectos del apéndice B.)

D.3. Datos que deben vigilarse (En el cuadro siguiente se indica la información mínima que debe proporcionarse en relación con los datos supervisados. Complétese el cuadro correspondiente a la metodología de vigilancia elegida de entre las metodologías simplificadas que figuran en el apéndice B de los MP simplificados para actividades de proyectos en pequeña escala del MDL. Obsérvese que al usar ciertas categorías de proyectos puede ser necesario supervisar la aplicación de la actividad de proyecto y/o los niveles de actividad para el cálculo de las reducciones de emisiones logradas. Pueden añadirse al cuadro las filas que sean necesarias.)

D.4. Nombre de la persona o entidad que determinará la metodología de vigilancia (Nombre y dirección, e indicación de si la persona o entidad es también uno de los participantes que se enumeran en el anexo 1 del presente documento.)

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Obtenido por Proporción ¿Cuánto tiempo Frecuencia Medio de archivo Número de Tipo medición (m), de los se guardarán Variable Unidad del registro de los datos Comentario identificación de dato cálculo (c) o datos por los datos de los datos (electrónico/papel) estimación (e) supervisar archivados?

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E.

Cálculo de las reducciones de las emisiones de GEI por las fuentes

E.1 Fórmulas utilizadas (Sírvase exponer en el apartado E.1.1 las fórmulas utilizadas para calcular las reducciones de emisiones de GEI por las fuentes con arreglo a la categoría aplicable del apéndice B de los MP simplificados para actividades de proyectos en pequeña escala del MDL. En caso de que la categoría del apéndice B no indique una fórmula concreta para calcular las reducciones de emisiones de GEI por las fuentes, complétese el apartado E.1.2.) E.1.1 Algunas fórmulas del apéndice B (Descríbase el cálculo de las reducciones de emisiones de GEI con arreglo a la fórmula especificada para la categoría aplicable del apéndice B de los MP simplificados para actividades de proyectos en pequeña escala del MDL.) E.1.2 Descripción de las fórmulas que no figuren en el apéndice B: E.1.2.1 Descríbanse las fórmulas utilizadas para estimar las emisiones antropógenas por las fuentes de GEI debidas a la actividad de proyecto dentro del ámbito del proyecto (respecto de cada gas, fuente, fórmula/algoritmo, emisiones en unidades de CO2 equivalente). E.1.2.2 Descríbanse las fórmulas ut ilizadas para estimar las fugas debidas a la actividad de proyecto, cuando proceda, para la categoría aplicable de proyecto del apéndice B de los MP simplificados para actividades de proyectos en pequeña escala del MDL (respecto de cada gas, fuente, fórmula/algoritmo, emisiones en unidades de CO2 equivalente). E.1.2.3 La suma de E.1.2.1 y E.1.2.2 representa las emisiones de la actividad de proyecto. E.1.2.4 Descríbanse las fórmulas utilizadas para estimar las emisiones antropógenas por las fuentes de GEI en la base de referencia usando la metodología correspondiente a la categoría aplicable del apéndice B de los

-15-

MP simplificados para actividades de proyectos en pequeña escala del MDL (respecto de cada gas, fuente, fórmula/algoritmo, emisiones en unidades de CO2 equivalente). E.1.2.5 La diferencia entre E.1.2.4 y E.1.2.3 representa las reducciones de emisiones debidas a la actividad de proyecto durante un período concreto. E.2. Cuadro con los valores obtenidos al aplicar las fórmulas arriba mencionadas

F. F.1

Repercusiones ambientales Si así lo requiere el país de acogida, documentación sobre el análisis del impacto ambiental de la actividad de proyecto: (adjúntese un breve resumen y la documentación indicada)

-16-

G. G.1

Observaciones de los interesados Breve descripción del procedimiento que se haya seguido para solicitar y recopilar los comentarios de los interesados locales

G.2 Resumen de los comentarios recibidos G.3 Informe sobre la forma en que se han tenido en cuenta los comentarios recibidos

-17-

Anexo 1 INFORMACIÓN SOBRE LOS PARTICIPANTES EN LA ACTIVIDAD DE PROYECTO (Sírvase copiar y pegar el cuadro las veces que sea necesario) Organización: Calle/apartado de correos: Edificio: Ciudad: Región/Estado: Código postal: País: Teléfono: Fax: Correo electrónico: URL (sitio web): Representada por: Cargo: (Sr./Sra./...): Apellido: Nombre: Departamento/sección: Teléfono móvil/celular: Fax directo: Teléfono directo: Correo electrónico personal:

Anexo 2 INFORMACIÓN SOBRE LA FINANCIACIÓN PÚBLICA -----

Bibliografía

2.

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