factor emision co2 2011
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INFORME2011
Pág5
COMISIÓN TÉCNICA DE DETERMINACIÓN DE FACTORES DE EMISIÓN DE GASES DE EFECTO INVERNADEROMINISTERIO DEL AMBIENTE - MAE
Ing. Teresa Palacios (Dirección Nacional de Mitigación)Ing. Fernando Mogollón (Dirección Nacional de Mitigación)
MINISTERIO DE ELECTRICIDAD Y ENERGÍA RENOVABLE - MEER
Ing. Adrián Moreno (Subsecretaría de Energía Renovable y E!ciencia Energética) Ing. Andrés Cepeda (Subsecretaría de Gestión de Proyectos)
CORPORACIÓN CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA - CENACE
Ing. Lenin Haro (Dirección de Planeamiento)Ing. Verónica Cárdenas (Dirección de Transacciones Comerciales)
CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD - CONELEC
Lic. Paola Andino, Ing. Alexandra Lombeyda (Unidad de Gestión Ambiental)Dr. Paúl Vásquez, Ing. Jair Andrade, Ing. Ana Villacís, Ing. Jorge Mendieta (Dirección de Plani!cación)
EQUIPO TÉCNICO RESPONSABLE DEL PROCESO DE CÁLCULOCORPORACIÓN CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA- CENACE
Ing. Lenin HaroIng. Verónica Cárdenas
EQUIPO TÉCNICO REVISORSECRETARÍA NACIONAL DE PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO - SENPLADES
Ing. José Oscullo (Subsecretaría General)
a Constitución de la República del Ecuador reconoce los derechos de la naturaleza; así como “se reconoce el derecho de la población a vivir en un ambiente sano y ecológicamente equilibrado, que garantice la sostenibilidad y el buen vivir -SumakKawsay-“ ; y, establece la facultad de que el Estado adopte medidas adecuadas y transversales para la adaptación y mitigación del cambio climático.En base a este principio el Gobierno Nacional, en todos sus sectores estratégicos tiene políticas, de reducción de gases de efecto invernadero, para lo cual el Sector Eléctrico se encuentra impulsando el desarrollo de nuevos proyectos hidroeléctricos y de energías renovables, los mismos que pueden participar en el Mercado Mundial de Carbono, a !n de promover el desarrollo sostenible y aprovechar posibles ingresos adicionales que permitan complementar su gestión !nanciera. Bajo esta
perspectiva, el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable –MEER- conjuntamente con el Ministerio del Ambiente –MAE- en la búsqueda de impulsar la participación de los proyectos en este mercado.Dentro del marco del acuerdo Interministerial suscrito el 16 de diciembre de 2010, en el que se establece la creación del COMISIÓN TÉCNICA DE DETERMINACIÓN DE FACTORES DE EMISIÓN DE GASES DE EFECTO INVERNADERO -CTFE-, para el Sector Eléctrico Ecuatoriano, el mismo que será el responsable de desarrollar el cálculo del Factor de Emisión de CO2. La CTFE presenta en este documento el Factor de Emisión de CO2 para el Sistema Nacional Interconectado -SNI- al año 2011 en base a los datos de su operación de los años 2008, 2009 y 2010, de acuerdo a la Metodología ACM0002 Versión 12.1.0.
Introducción
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L
Cálculo del Factor de Emisión de CO2 al año 2011
Comisión Técnica de Determinación de Factores de Emisión de Gases de Efecto Invernadero
Cálculo del Factor de Emisión de CO2 al año 2011
ÍndiceIntroducción
Antecedentes
Recopilación y Análisis de la Información Relevante.
Particularidades para la ejecución del cálculo
del factor de emisión de CO2.
CÁLCULO DEL FACTOR DE EMISIÓN DE CO2 DEL SISTEMA
NACIONAL INTERCONECTADO DE ECUADOR.
De!niciones Generales:
Pasos para la determinación del Factor de Emisión de CO2.
Identi!cación del sistema eléctrico relevante.
Seleccionar un método de cálculo para el
margen de operación –OM-.
Calcular el margen de operación, de acuerdo
con el método seleccionado.
Identi!car el conjunto de unidades de energía
a ser incluidas en el margen de construcción -BM-.
Calcular el Factor de emisión del margen combinado -CM-.
Conclusiones.
1.
1.1.
1.1.1.
2.
2.1.
2.2.
Paso 1
Paso 2
Paso 3
Paso 4
Paso 5
3.
4
5
5
6
7
7
8
8
8
9
12
13
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Cálculo del Factor de Emisión de CO2 al año 2011
Comisión Técnica de Determinación de Factores de Emisión de Gases de Efecto Invernadero Comisión Técnica de Determinación de Factores de Emisión de Gases de Efecto Invernadero
Cálculo del Factor de Emisión de CO2 al año 2011
on fecha 16 de diciembre de 2010, se !rma el Convenio de Acuerdo Interministerial MAE - MEER para el Cálculo del Factor de Emisión, el cual en su artículo 1 contempla la creación de la CTFE.La CTFE, ha mantenido reuniones ordinarias y extraordinarias, gestionando el intercambio de información entre las instituciones involucradas, para el respectivo cálculo y análisis.
Mediante el o!cio circular 432-DM-SEREE-2011, del 1 de abril del 2011 el MEER delega o!cialmente a la Corporación Centro Nacional de Control de
cada unidad de MWh de energía eléctrica generada.
sistema integrado por los elementos del Sistema Eléctrico conectados entre sí el cual permite la producción y transferencia de energía eléctrica entre centros de generación y centros de consumo”.
de transmisión de energía eléctrica o medio de
conexión entre los consumidores y los centros de generación, el cual permite el intercambio de energía entre ellos a todo el territorio nacional”.
eléctrica está referida al Sistema Nacional de Transmisión del Ecuador.
partir de la conversión de energía hidráulica,
eléctrica.
sable del
Sistema Nacional Interconectado al año 2011.
La CTFE, mediante el o!cio MAE-D-2011-0491 DEL 4 de julio de 2011, solicita a la Secretaría
parte de la revisión del cálculo del Factor de
1. Antecedentes
2.1. De!niciones Generales
Grá!co1.1 Sistema Nacional de Transmisión Fuente: CONELEC3De!nición CONELEC Boletín 20094De!nición CONELEC Boletín 2009
2. Cálculo del Factor de Emisión de CO2 del Sistema Nacional Interconectado de Ecuador.
1.1. Recopilación y Análisis de la Información Relevante.
1.1.1. Particularidades para la ejecución del cálculo del factor de emisión de CO2.Debido a las características operativas y de expan-sión del Sistema Eléctrico Ecuatoriano; con la !nalidad de obtener un cálculo del factor de
efecto es considerado a través de la demanda abastecida por la generación térmica del SNI .
sistema eléctrico ecuatoriano en el último bimestre del año 2009 y principios del año 2010, con el !n
-dor mediante la modalidad de arrendamientos por una capacidad de 200MW termoeléctricos, los
(130MW)
(70MW)
Colombia, se consideróla energía registrada en los medidores en barras de Ecuador.
instalada en generación de 298MW, conformado por fuentes de generación Térmica e hidroeléctrica cuyo ingreso en operación se registró en el año 2010.
el SNI del Ecuador, demanda delas siguientes
Para la determinación del Factor de Emisión del SNI
boletines estadísticos y de sus sistemas de gestión
-
detalla a continuación.
CENACE
2010.
CONELEC
generación.
Inicio de operación de cada unidad de generación.
MAE
El factor de emisión y/o poder calorí!co para cada tipo de combustible, de todas las tecnologías del
valores determinados de acuerdo con el Informe
efecto Invernadero por el Panel Intergubernamental para el Cambio Climático cuyas siglas en ingles son - IPCC -.
C
PERÚ
COLOMBIA
400.000
400.000
500.000
500.000
600.000
600.000
700.000
700.000
800.000
800.000
900.000
900.000
1.000.000
1.000.000
1.100.000
1.100.000
1.200.000
1.200.000
1.300.000
1.300.000
9.50
0.000
9.50
0.000
9.60
0.000
9.60
0.000
9.70
0.000
9.70
0.000
9.80
0.000
9.80
0.000
9.90
0.000
9.90
0.000
10.00
0.000
10.00
0.000
10.10
0.000
10.10
0.000
Sistema Coordenadas: WGS84 UTM Zonas 17S
Fuente: Agentes, SIGCONELEC
Escala: Gráfica
Fecha: Mayo 2010
CONELECCONELEC
0 25 50 75 10012,5Km.
CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD
CG: Isabela1,2 MW
CG: Floreana0,2 MW
CG: Tropezón2,4 MW
CG: Floreana 20,02 MW
CG: Santa Cruz3,77 MW
CG: San Cristóbal2,6 MWS/E: Isabela
2,8 MVA
S/E: Floreana0,03 MVA
S/E: Santa Cruz6,25 MVA
S/E: San Cristóbal5 MVA
600.000 500.000
9.900.000
10.000.000
10.100.000
SISTEMA NACIONAL DE GENERACIÓN, TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELECTRICA EN EL ECUADOR,
A ENERO DE 2010
GALÁPAGOS
40° W50° W60° W70° W80° W
10° N
0°
10° S
20° S
30° S
40° S
LEYENDACentrales de GeneraciónPotencia Efectiva (MW)
Eólica0.1 16
17 55
56 102
103 216
217 1075
Hidráulica Embalse0.1 16
17 55
56 102
103 216
217 1075
Hidráulica Pasada0.1 16
17 55
56 102
103 216
217 1075
Solar0.1 16
17 55
56 102
103 216
217 1075
Térmica MCI0.1 16
17 55
56 102
103 216
217 1075
Térmica Turbogas0.1 16
17 55
56 102
103 216
217 1075
Térmica Turbovapor0.1 16
17 55
56 102
103 216
217 1075
SubestacionesCapacidad (MVA)
Autoproductora0.1 30
31 100
101 240
241 575
576 875
Distribuidora0.1 30
31 100
101 240
241 575
576 875
Generadora0.1 30
31 100
101 240
241 575
576 875
Transmisora0.1 30
31 100
101 240
241 575
576 875
Líneas de TransmisiónVoltaje Operación (kV)
69
138
230
Líneas SubtransmisiónEmpresa, kV
Ambato, 69
Azogues, 69
Bolívar, 69
Centro Sur, 22
Centro Sur, 69
Cotopaxi, 22
Cotopaxi, 69
Ecoluz, 22
Ecoluz, 46
El Oro, 69
Esmeraldas, 69
Guayas Los R¡os, 69
Los R¡os, 69
Manabí, 138
Manabí, 69
Milagro, 69
Norte, 34,5
Norte, 69
Quito, 138
Quito, 46
Riobamba, 69
Sta. Elena, 69
Sto. Domingo, 69
Sucumb¡os, 69
Sur, 22
Sur, 69
Capital de Provincia
ProvinciasNombre de la provincia
AZUAY
BOLIVAR
CARCHI
CAÑAR
CHIMBORAZO
COTOPAXI
EL ORO
ESMERALDAS
GALAPAGOS
GUAYAS
IMBABURA
LOJA
LOS RIOS
MANABI
MORONA SANTIAGO
NAPO
ORELLANA
PASTAZA
PICHINCHA
SANTA ELENA
SANTO DOMINGO DE LOS TSACHILAS
SUCUMBIOS
TUNGURAHUA
ZAMORA CHINCHIPE
ZONA NO DELIMITADA
OCÉANO PACÍFICOOCÉANO PACÍFICO
SURAMÉRICA
Área: Gestión de la Información Sectorial
Procesamiento: A. Bravo
Revisión: J. Mendieta
Autorización: J. Andrade
Factor de emisión margen de operación simple ajustado para el año y (tCO2/MWh)
Factor que expresa el porcentaje de tiempo en que las unidades low-cost/must-run marginaron en el año yEnergía neta entregada a la red por cada unidad de generación m en el año y (MWh)Energía neta entregada a la red por cada unidad de generación m en el año y (MWh)Factor de emisión de la unidades de generación m en el año y (t CO2/MWh)
Factor de emisión de la unidades de generación k en el año y (t CO2/MWh) Todas la unidades de generación conectadas a la red a excepción de las unidades low-cost/must-runTodas las unidades de generación conectadas a la red consideradas como unidades low-cost/must-runEl año correspondiente a los datos utilizados
INFORME2011
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Cálculo del Factor de Emisión de CO2 al año 2011
Comisión Técnica de Determinación de Factores de Emisión de Gases de Efecto Invernadero Comisión Técnica de Determinación de Factores de Emisión de Gases de Efecto Invernadero
Cálculo del Factor de Emisión de CO2 al año 2011
De acuerdo con la metodología ACM0002 Versión 12.1.0 “Herramienta para calcular el factor de emisión para un sistema eléctrico V. 02.1.0”, en
relación con la metodología de Línea Base se especi!can los siguientes pasos desarrollados:
El factor de emisión del margen de operación por el método simple ajustado se lo calcula mediante la Ecuación 2.1
Opción A. Si se dispone para las unidades de generación el consumo de combustible y la generación neta, el factor de emisión se determina según la Ecuación 2.2
EFgrid,OM-adj,y
!y
EGm,y
EGk,y
EFEL,m,y
EFEL,k,y
M
K
Y
Paso 3 Calcular el margen de operación, de acuerdo con el método seleccionado.
Paso 1 Identi!cación del sistemaeléctrico relevante.
Paso 2 Seleccionar un método de cálculo para elmargende operación –OM-.
Tabla 2.1 Generación Eléctrica del SNI
2.2. Pasos para la determinación del Factor de Emisión de CO2
El Método OM Simple Ajustado puede ser usado solamente si la generación de energía eléctrica de las plantas de bajo costo de la red eléctrica representa más del 50% del total de la generación.El cálculo se lo puede realizar bajo las siguientes opciones:
y la generación de energía eléctrica de cada una de las unidades/plantas de generación de energía eléctrica (Opción A),
e!ciencia promedio de cada unidad de generación y el tipo de combustible utilizado por cada unidad de generación (Opción B), o
eléctrica total de todas las unidades de generación, tipos de combustibles y consumos que hacen parte del Sistema Nacional Interconectado (Opción C).
El Método por Análisis de Datos del Despacho, está sujeto al nivel de información que se posee en el país, puesto a que son necesarios los datos horarios de la producción de energía.
El Método Promedio es calculado mediante el uso del rendimiento promedio en el periodo de análisis de la generación de todas las plantas termoeléctri-cas que hacen parte de la red.De acuerdo con la conformación del Sistema Nacional Interconectado de Ecuador y los datos del sistema eléctrico disponibles, el método que se acopla a estas consideraciones es el Método OM Simple Ajustado con la opción A, en el caso de que la información por unidad sea la generación neta y su consumo de combustible; para las unidades del sistema eléctrico que no se posea esta información se utilizará la opción C , debido a que únicamente se cuenta con los datos de generación.
Factor de Emisión del CO2 de la unidad de energía m en el año y (t CO2e/MWh)
Cantidad de combustible fósil tipo i consumido por la unidad de energía m en el año y (Unidad de Masa o volumen).
Valor calorí!co Neto (contenido de energía) del combustible fósil tipo i en el año y (GJ/unidad de masa o volumen).
Factor de emisión del CO2 del combustible fósil i en el año y(t CO2/GJ)
Electricidad Neta Generada y despachada a la red eléctrica por las unidades m en el año y (MWh).
Todas las unidades de generación conectadas a la red eléctrica.
Todos los combustibles fósiles i quemados en las unidades de energía m en el año y.
Año correspondiente al período de análisis.
solamente si la generación de energía eléctrica de las plantas de bajo costo de la red eléctrica representa menos del 50% del total de la generación. Para el caso del SNI, como se indica
en la Tabal 2.1 el grupo de unidades bajo esta categoría representa el 63% en promedio para el periodo 2008-2010, por lo cual este método no es utilizado para calcular el presente factor de emisión.
Para el cálculo del factor de emisiones de CO2 de una red eléctrica debido a su operación denominado “margen de operación”, presenta los siguientes métodos:
Son los sistemas de distribución, generación, auto generadores, grandes consumidores e interconexiones internacionales (Colombia y Perú) que conforman el
SNI. En el ANEXO I se presenta la tabla de las unidades de generación que integran el SNI a diciembre de 2010.
2008 2009 2010 Promedio % Lowcost/mustrun 11.677,15 10.199,31 9.571,56 10.482,67 63,2%
No Low cost/must run 4.409,64 6.156,23 7.754,04 6.106,64 36,8%
Total 16.086,79 16.355,54 17.325,61 16.589,31
Fuente: Plan!lla de cálculo “Factor Emisión _CO2_SNI_2011.xlsx” hoja “GEN”
! " ,# $
" %,&
' % (,&
! " 2,) &
! * ,&
m
i
y
En el Caso el SNI del Ecuador se utiliza esta opción para las centrales LAFARGE y LLIGUA
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Cálculo del Factor de Emisión de CO2 al año 2011
Comisión Técnica de Determinación de Factores de Emisión de Gases de Efecto Invernadero Comisión Técnica de Determinación de Factores de Emisión de Gases de Efecto Invernadero
Cálculo del Factor de Emisión de CO2 al año 2011
A !n de determinar el componente de expansión del sistema en el factor de emisión se considera el conjunto de unidades que cumplan con las siguientes características indicadas por la metodología:
han sido construidas recientemente, o
sistema eléctrico que comprende el 20% de la generación (MWh) y que han sido construidas recientemente.
Debido a la característica del Sistema Nacional
Con estas consideraciones se obtiene el siguiente resultado considerando el año 2010 de operación del SNI:tt
utilización de la energía acumulada al 20% del total de la demanda abastecida por la generación del SNI, con las siguientes consideraciones:
entra en operación el día en que inicia su suministro de energía a la red.
muestra m.
construcción se excluyen de la muestra m.
Paso 4 Identi!car el conjunto de unidades de energíaa ser incluidas en el margen de construcción -BM-.
Paso 5 Calcular el Factor de emisión del margencombinado -CM-.
Tabla 2.2 Resultados margen de operación para el año 2010
Tabla 2.3 Resultados margen de operación para el periodo 2008-2010
Con las consideraciones indicadas a continuación del margen de operación del factor de emisión para el periodo 2008-2010
Opción C. Si para la unidad de generación sólo se tiene datos de la energía y los tipos de combustibles,
el factor de emisión debe ser determinado por
2010 de operación del SNI:Resultados. Se presenta a continuación en la
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Cálculo del Factor de Emisión de CO2 al año 2011
Comisión Técnica de Determinación de Factores de Emisión de Gases de Efecto Invernadero Comisión Técnica de Determinación de Factores de Emisión de Gases de Efecto Invernadero
Cálculo del Factor de Emisión de CO2 al año 2011
Enrique García Diesel TG-5 96.0 0 1/10/1997
Gonzalo Zevallos (Gas) Diesel TG-4 18.0 01/12/1976
Gonzalo Zevallos (Vapor) Diesel - Fuel Oil TV-2 72.0 01/07/1978
Gonzalo Zevallos (Vapor) Diesel - Fuel Oil TV-3 72 01/06/1980
Trinitaria Diesel - Fuel Oil TV-1 133.0 01/11/1997
Pascuales II Diesel TM1 18.0 01/01/2010
Pascuales II Diesel TM2 18.0 01/01/2010
Pascuales II Diesel TM3 18.0 01/01/2010
Pascuales II Diesel TM4 18.0 01/01/2010
Pascuales II Diesel TM5 18.0 01/01/2010
Pascuales II Diesel TM6 18.0 01/12/2009
Termoesmeraldas Diesel - Fuel Oil CTE 130 01/08/1982
Guangopolo Diesel - Residuos de Petróleo Crudo U1 5.1 01/03/1977
Guangopolo Diesel - Residuos de Petróleo Crudo U2 5.1 01/03/1977
Guangopolo Diesel - Residuos de Petróleo Crudo U3 5.1 01/03/1977
Guangopolo Diesel - Residuos de Petróleo Crudo U4 5.1 01/03/1977
Guangopolo Diesel - Residuos de Petróleo Crudo U5 5.1 01/03/1977
Guangopolo Diesel - Residuos de Petróleo Crudo U6 5.1 01/03/1977
Guangopolo Diesel - Residuos de Petróleo Crudo U7 1.6 01/08/2006
La Propicia Diesel - Residuos de Petróleo Crudo 1 3.8 01/05/1980
La Propicia Diesel - Residuos de Petróleo Crudo 2 3.8 01/05/1980
Mira!ores Diesel 3 2.0 1970
Mira!ores Diesel 7 2.0 1970
Mira!ores Diesel 8 2.0 1970
Mira!ores Diesel 9 2.0 1970
Mira!ores Diesel 10 2.0 1977
Mira!ores Diesel 11 5.0 1978
Mira!ores Diesel 12 5.0 1978
Mira!ores Diesel 13 2.0 1978
Mira!ores Diesel 14 2.0 1978
Mira!ores Diesel 16 2.0 1978
Mira!ores Diesel 18 2.0 1979
Mira!ores Diesel 22 2.0 1979
Mira!ores Diesel TG1 20.0 25/12/2009Pedernales Diesel 15 2.0 01/01/1978
PowerBarge II Diesel 1 11.0 11/11/2009
PowerBarge II Diesel 2 11.0 11/11/2009
PowerBarge II Diesel 3 11.0 11/11/2009
PowerBarge II Diesel 4 11.0 11/11/2009
Parque generador del SNI a diciembre de 2010
De una manera general podemos concluir al "nal de este informe que:
l Interconectado al año 2011, Ex Post del margen combinado para proyectos termoeléctricos e hidroeléctricos es de 0,5668 tCO2/MWh
Interconectado al año 2011, Ex Post del margen combinado para proyectos de energías renovables no convencionales es de 0,6627 tCO2/MWh.
Interconectado al año 2011, Ex Ante del margen combinado para proyectos termoeléctricos e hidroeléctricos es de 0,5561 tCO2/MWh
Interconectado al año 2011, Ex Ante del margen combinado para proyectos energías renovables no convencionales es de 0,6467 tCO2/MWh
Post al año 2011 se incrementó en 3,77% respecto al presentado en el informe “FACTOR DE
-
se incrementó en 14,77%, respecto al presentado
incrementó en 5,43% respecto al presentado en el
Para futuros cálculos se recomienda:
calorí"co de cada tipo de combustible utilizado en
de combustible del país a partir de los datos de monitoreo de emisiones anualmente de las centrales de generación.
, Isla Punácon la "nalidad de evaluar su participación dentro del cálculo del factor de emisión de CO2.
cálculo del factor de emisión.
3. Conclusiones y Recomendaciones
ANEXO I
Central Eléctrica Tipo de Combustibles Unidad Potencia (MW)
Inicio deOperación
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Cálculo del Factor de Emisión de CO2 al año 2011
Comisión Técnica de Determinación de Factores de Emisión de Gases de Efecto Invernadero Comisión Técnica de Determinación de Factores de Emisión de Gases de Efecto Invernadero
Cálculo del Factor de Emisión de CO2 al año 2011
Saymirín G1 2.40 1978
Saymirín G2 2.40 1982
Saymirín G3 2.40 1957
Saymirín G4 2.40 1957
Saymirín G5 2.40 1957
Saymirín G6 2.40 1957
Marcel Laniado U1 71.00 01/08/1999
Marcel Laniado U2 71.00 01/06/1999
Marcel Laniado U3 71.00 01/04/1999
San Francisco U1 106.00 01/06/2007
San Francisco U2 106.00 01/05/2007
Sibimbe 1 7.50 01/05/2006
Sibimbe 2 7.50 01/05/2006
Papallacta G1 3.10 01/01/1965
Papallacta G2 3.10 02/01/1965
Recuperadora N.1 14.7 01/07/1990
El Carmen U1 8.3 01/04/2000
Calope U1 9 01/12/2006
Calope U2 9 01/12/2006
Hidroabanico U1 7.70 01/12/2005
Hidroabanico U2 7.70 01/12/2005
Hidroabanico U3 7.70 01/07/2007
Hidroabanico U4 7.70 01/07/2007
Hidroabanico U5 7.70 01/07/2007
La Esperanza U1 2.90 01/12/2006
La Esperanza U2 2.90 01/12/2006
Poza Honda U1 1.60 01/05/2007
Poza Honda U2 1.60 01/05/2007
Península G1 0.80 01/03/1998
Península G2 0.80 01/10/1998
Península G3 0.80 01/10/1998
Península G4 0.80 01/06/1997
Chimbo U1 0.70 1998
Chimbo U2 0.70 1998
Chimbo U3 0.7
Illuchi No. 1 Grupo 1 1 01/07/1951
Illuchi No. 1 Grupo 2 1 01/07/1951
Illuchi No. 1 Grupo 3 1 01/01/1955
Illuchi No. 1 Grupo 4 1 01/01/1967
Illuchi No. 2 Grupo 1 2.5 01/05/1987
Illuchi No. 2 Grupo 2 2.5 01/05/1987
Ambi G1 4.00 1967
Ambi G2 4.00 1987
La Playa G1 0.40 1987
La Playa G2 0.40 1968
Saymirín G1 2.40 1978
Saymirín G2 2.40 1982
Saymirín G3 2.40 1957
Saymirín G4 2.40 1957
Saymirín G5 2.40 1957
Saymirín G6 2.40 1957
Marcel Laniado U1 71.00 01/08/1999
Marcel Laniado U2 71.00 01/06/1999
Marcel Laniado U3 71.00 01/04/1999
San Francisco U1 106.00 01/06/2007
San Francisco U2 106.00 01/05/2007
Sibimbe 1 7.50 01/05/2006
Sibimbe 2 7.50 01/05/2006
Papallacta G1 3.10 01/01/1965
Papallacta G2 3.10 02/01/1965
Recuperadora N.1 14.7 01/07/1990
El Carmen U1 8.3 01/04/2000
Calope U1 9 01/12/2006
Calope U2 9 01/12/2006
Hidroabanico U1 7.70 01/12/2005
Hidroabanico U2 7.70 01/12/2005
Hidroabanico U3 7.70 01/07/2007
Hidroabanico U4 7.70 01/07/2007
Hidroabanico U5 7.70 01/07/2007
La Esperanza U1 2.90 01/12/2006
La Esperanza U2 2.90 01/12/2006
Poza Honda U1 1.60 01/05/2007
Poza Honda U2 1.60 01/05/2007
Península G1 0.80 01/03/1998
Península G2 0.80 01/10/1998
Península G3 0.80 01/10/1998
Península G4 0.80 01/06/1997
Chimbo U1 0.70 1998
Chimbo U2 0.70 1998
Chimbo U3 0.7
Illuchi No. 1 Grupo 1 1 01/07/1951
Illuchi No. 1 Grupo 2 1 01/07/1951
Illuchi No. 1 Grupo 3 1 01/01/1955
Illuchi No. 1 Grupo 4 1 01/01/1967
Illuchi No. 2 Grupo 1 2.5 01/05/1987
Illuchi No. 2 Grupo 2 2.5 01/05/1987
Ambi G1 4.00 1967
Ambi G2 4.00 1987
La Playa G1 0.40 1987
La Playa G2 0.40 1968
INFORME2011
INFORME2011
Pág 20 Pág21
Cálculo del Factor de Emisión de CO2 al año 2011
Comisión Técnica de Determinación de Factores de Emisión de Gases de Efecto Invernadero Comisión Técnica de Determinación de Factores de Emisión de Gases de Efecto Invernadero
Cálculo del Factor de Emisión de CO2 al año 2011
La Playa G3 0.40 1968
San Miguel de Car G1 2.90 01/08/1987
Cumbayá U1 10.00 01/08/1962
Cumbayá U2 10.00 01/08/1962
Cumbayá U3 10.00 01/02/1967
Cumbayá U4 10.00 01/07/1976
Guangopolo_Q U1 3.50 01/07/1980
Guangopolo_Q U2 3.50 01/07/1980
Guangopolo_Q U3 3.50 01/07/1980
Guangopolo_Q U4 3.50 01/05/1956
Guangopolo_Q U5 3.50 01/06/1985
Guangopolo_Q U6 3.50 02/06/1985
Los Chillos U1 0.90 01/05/1953
Los Chillos U2 0.90 01/07/1984
Nayón U1 15.00 01/07/1980
Nayón U2 15.00 01/07/1980
Pasochoa U1 2.30 01/08/1976
Pasochoa U2 2.30 01/08/1976
Alao Grupo 1 2.60 01/06/1966
Alao Grupo 2 2.60 01/06/1966
Alao Grupo 3 2.60 01/06/1977
Alao Grupo 4 2.60 01/06/1978
Río Blanco Única 3.00 01/01/1997
Carlos Mora U1 0.80 1978
Carlos Mora U2 0.80 1967
Carlos Mora U3 0.80 1997
Ecoelectric Bagazo TURBO # 5 36.50 01/08/1977
Ecudos A-G Bagazo TGE-2 34.80 01/06/1968
San Carlos Bagazo Turbo 1 15.00 01/06/1976
INFORME2011
INFORME2011
Pág 16 Pág17
Cálculo del Factor de Emisión de CO2 al año 2011
Comisión Técnica de Determinación de Factores de Emisión de Gases de Efecto Invernadero Comisión Técnica de Determinación de Factores de Emisión de Gases de Efecto Invernadero
Cálculo del Factor de Emisión de CO2 al año 2011
Santa Rosa Diesel TG1 15.0 01/03/1981
Santa Rosa Diesel TG2 15.0 01/03/1981
Santa Rosa Diesel TG3 17.0 01/03/1981
El Descanso Diesel - Residuos de Petróleo Crudo G1 4.3 1982
El Descanso Diesel - Residuos de Petróleo Crudo G2 4.3 1982
El Descanso Diesel - Residuos de Petróleo Crudo G3 4.3 1982
El Descanso Diesel - Residuos de Petróleo Crudo G4 4.3 1982
Monay Diesel G1 1.0 1971
Monay Diesel G2 1.1 1971
Monay Diesel G3 1.1 1971
Monay Diesel G4 1.0 1971
Monay Diesel G5 1.1 1971
Monay Diesel G6 1.0 1971
Electroquil Diesel U1 47.5 01/05/1996
Electroquil Diesel U2 48.8 01/05/1996
Electroquil Diesel U3 47.6 01/06/1997
Electroquil Diesel U4 48.5 01/06/1997
Rocafuerte Diesel - Residuos de Petróleo Crudo U1 4.2 08/01/2007
Rocafuerte Diesel - Residuos de Petróleo Crudo U2 4.2 09/01/2007
Rocafuerte Diesel - Residuos de Petróleo Crudo U3 4.7 10/01/2007
Rocafuerte Diesel - Residuos de Petróleo Crudo U4 4.5 11/01/2007
Rocafuerte Diesel - Residuos de Petróleo Crudo U5 4.2 12/01/2007
Rocafuerte Diesel - Residuos de Petróleo Crudo U6 4.2 13/01/2007
Rocafuerte Diesel - Residuos de Petróleo Crudo U7 4.2 14/01/2007
Rocafuerte Diesel - Residuos de Petróleo Crudo U8 4.2 15/01/2007
Machala Power Gas Natural A 68,8 01/08/2002
Machala Power Gas Natural B 67.6 01/08/2002
Termoguayas Fuel Oil Bloque 1 20.0 01/12/2006
Termoguayas Fuel Oil Bloque 2 40.0 01/12/2006
Termoguayas Fuel Oil Bloque 3 40.0 01/12/2006
Termoguayas Fuel Oil Bloque 4 50.0 01/12/2006
Álvaro Tinajero Diesel G1-CAT 46.5 01/12/1995
Álvaro Tinajero Diesel G2-CAT 35 01/12/1995
Aníbal Santos (Gas) Diesel G1-CAS 20 01/04/1970
Aníbal Santos (Gas) Diesel G2-CAS 20 01/04/1970Aníbal Santos (Gas) Diesel G3-CAS 20 01/04/1970
Aníbal Santos (Gas) Diesel G5-CAS 18 01/04/1970
Aníbal Santos (Gas) Diesel G6-CAS 18 01/04/1970
Aníbal Santos (Vapor) Diesel - Fuel Oil V1-CAS 32.5 1970
San Francisco Norte Diesel G1 2 01/10/1982
G. Hernández Diesel - Fuel Oil U1 5.2 01/03/1967
G. Hernández Diesel - Fuel Oil U2 5.2 01/03/1967
G. Hernández Diesel - Fuel Oil U3 5.2 01/11/1980G. Hernández Diesel - Fuel Oil U4 5.2 01/11/1980G. Hernández Diesel - Fuel Oil U5 5.2 01/11/1980
G. Hernández Diesel - Fuel Oil U6 5.2 01/11/1980
Luluncoto Diesel - Fuel Oil U1 2.70 01/02/1974
Luluncoto Diesel - Fuel Oil U2 2.70 01/02/1974
Luluncoto Diesel - Fuel Oil U3 2.70 01/02/1974
Catamayo Diesel U10 2.20 1974
Catamayo Diesel U2 1.00 1978
Catamayo Diesel U3 1.28 1977
Catamayo Diesel U4 1.20 1985
Catamayo Diesel U5 1.00 1977
Catamayo Diesel U6 2.50 1973
Catamayo Diesel U7 2.50 1976
Catamayo Diesel U8 2.40 1976
Catamayo Diesel U9 2.20 1977
Riobamba Diesel Única 2 01/06/1978
Victoria II Diesel - Nafta Victoria II 102 01/04/1999
Selva Alegre Diesel - Residuos de Petróleo Crudo TMC1 13.00 18/07/1900
Lligua Diesel G1 1.80 01/03/1997
Lligua Diesel G2 1.60 01/08/1997
El Cambio U1 3.80 01/06/1980
El Cambio U2 3.60 01/06/1980
Machala Diesel G. M. #4 2.00 01/05/1975
Machala Diesel G. M. #5 2.00 01/02/1976
QUEVEDO Diesel 130.00 01/01/2010
Santa Elena Diesel 70.00 01/02/2010Agoyán U1 78.00 01/09/1987
Agoyán U2 78.00 01/09/1987
Pucará U1 36.50 01/12/1977
Pucará U2 36.50 01/12/1977
Paute 1 105.00 01/05/1983
Paute 2 105.00 01/05/1983
Paute 3 105.00 01/05/1983
Paute 4 105.00 01/05/1983
Paute 5 105.00 01/05/1983Paute 6 115.00 01/11/1991
Paute 7 115.00 01/11/1991
Paute 8 115.00 01/11/1991
Paute 9 115.00 01/11/1991
Paute 10 115.00 01/11/1991
Mazar U1 85.00 01/05/2010
Mazar U2 85.00 01/11/2010
Loreto Loreto 2.1 01/06/2002
Saucay G1 6.00 1987
Saucay G2 6.00 1987
Saucay G3 6.00 2002
Saucay G4 6.00 1978
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