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Sistemas de bono de carbono como fuente de restauración del capital

natural en proyectos hidroeléctricos

Eduardo Alexander Duque Grisales

Universidad Nacional de Colombia

Facultad de Minas, Escuela de la Organización

Medellín, Colombia

2013

Sistemas de bono de carbono como fuente de restauración del capital

natural en proyectos hidroeléctricos

Eduardo Alexander Duque Grisales

Trabajo de investigación presentado como requisito parcial para optar al título de:

Magister en Ingeniería Administrativa

Director:

Msc. Luís Diego Vélez Gómez

Línea de Investigación:

Finanzas y Economía Ambiental

Grupo de Investigación:

MAEAE

Universidad Nacional de Colombia

Facultad de Minas, Escuela de la Organización

Medellín, Colombia

2013

A Dora Alba por ser esa madre maravillosa

que me dio la vida y que con su sacrificio y

entrega ha hecho de mí una mejor persona

“Hay dos formas de ver la vida: una es creer

que no existen milagros, la otra es creer que

todo es un milagro”.

Albert Einstein

Agradecimientos

Gracias infinitas le doy a Dios por ser el motor de mi vida y por recordarme siempre que

no hay nada imposible, por permitirme vivir esta experiencia y por guiarme día a día.

Gracias a mi familia y amigos que me acompañaron en este proyecto, con su paciencia y

amor incondicional.

Al profesor Luis Diego Vélez por creer en mí y por brindarme su orientación y apoyo en la

realización de este trabajo.

A la Escuela de la Organización por apoyar el proceso de mi formación académica a través

de la Beca de postgrado.

Resumen y Abstract IX

Resumen

Con la creación del Protocolo de Kioto se introdujo en la sociedad una nueva preocupación

acerca de la necesidad imperiosa de limitar la cantidad de emisiones de Gases de Efecto

Invernadero (GEI). Esta preocupación ha llevado a la creación de un nuevo mercado: el

Mercado de Carbono, escenario a través del cual se desea crear un precio común para

este elemento. En este mercado se otorga un tipo de bonos llamados “certificados de

reducción de emisiones” (CERs) a los proyectos que por su actividad reducen la cantidad

de GEI. Los proyectos hidroeléctricos se encuentran entre los más susceptibles de recibir

este tipo de incentivos. Aunque este tipo de iniciativas son muy frecuentes en países como

Brasil, Chile y los países centroamericanos, en Colombia el número relativamente escaso

de proyectos bajo el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) contrasta con el amplio

potencial hidroenergético disponible. Este trabajo de grado explora la aplicación de

algunas metodologías existentes para la valoración económica de las emisiones reducidas

en proyectos hidroeléctricos y su impacto en el sector eléctrico colombiano.

Palabras clave: Certificados de Reducción de Emisiones, Créditos de carbono, Emisiones

de la línea base, Cambio climático, Financiamiento de carbono, Mercados de Carbono,

Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL), Central hidroeléctrica.

Abstract

With the creation of Kyoto Protocol, a new concern about the urgent need to limit the

amount of emissions of greenhouse gases (GHG) was introduced into society. This

concern has led to the creation of a new market: the Carbon Market scenario through which

the society wants to create a common price for this element. This kind of market provides

a type of so-called Certified Emission Reductions (CER's), to the projects that by their

X Sistemas de bono de carbono como fuente de restauración del capital natural en

proyectos hidroeléctricos

activity reduce the amount of GHG. Hydropower projects are among the most likely to

receive this type of financial incentive. Although such initiatives are very common in

countries like Brazil, Chile and Central America, in Colombia, the small number of projects

under this kind of feature of Clean Development Mechanism (CDM), contrast to the large

hydropower potential available. This work explores the application level of the some

existing methodologies for economic valuation of reduced emissions by hydroelectric

projects and their impact on the Colombian electricity sector.

Keywords: Certified Emission Reductions (CERs), Carbon Credit, baseline emission,

Climate change, Carbon Finance, Carbon markets, Clean Development Mechanism

(CDM), Hydroelectric Power.

Contenido XI

Contenido

Pág.

Resumen ........................................................................................................................ IX

Lista de figuras ............................................................................................................ XIII

Lista de tablas ............................................................................................................. XIV

Lista de Símbolos y abreviaturas ................................................................................ XV

Introducción .................................................................................................................... 1

Objetivo general .............................................................................................................. 4

1. El protocolo de Kioto y los Mercados de Carbono ................................................ 5 1.1 Problemática del cambio climático ................................................................... 5

1.1.1 Negociaciones sobre el cambio climático .............................................. 7 1.1.2 Mecanismos del Protocolo de Kioto ...................................................... 8

1.2 Mercado Internacional de Bonos de Carbono ................................................ 11 1.2.1 Funcionamiento de un mercado de carbono ....................................... 12 1.2.2 Mercado Voluntario de Carbono (MVC) .............................................. 14 1.2.3 Mecanismo MDL vs Mercado Voluntario de Carbono (MVC) ............... 17 1.2.4 Facilidades de Financiamiento Internacional ....................................... 19

2. Los Bonos de Carbono para Centrales Hidroeléctricas ...................................... 21 2.1 Certificados de emisiones reducidas (CER) ................................................... 21

2.1.1 Propiedades de los CER ..................................................................... 22 2.1.2 Precios de los CER ............................................................................. 22

2.2 Centrales Hidroeléctricas ............................................................................... 23 2.3 Experiencias MDL para centrales hidroeléctricas en América Latina ............. 25

2.3.1 Experiencias en Colombia y Antioquia ................................................ 28 2.4 Potencial Hidroeléctrico en Antioquia ............................................................. 30

2.4.1 Potencial hidroeléctrico de Antioquia comparado con el de Países Latinoamericanos .............................................................................................. 33 2.4.2 Registro de proyectos de generación en Colombia ............................. 34 2.4.3 La alternativa de las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas ................... 36

2.5 Impactos de un proyecto hidroeléctrico sobre el capital natural ..................... 37

3. Modelos de valoración económica de emisiones en proyectos hidroeléctricos ............................................................................................................... 45

3.1 Metodologías MDL para la valoración económica de emisiones .................... 47 3.2 Ciclo de los proyectos MDL ........................................................................... 49

XVI Sistemas de bono de carbono como fuente de restauración del capital natural en


3.2.1 Nota de Idea del Proyecto (PIN) ......................................................... 51 3.2.2 Documento de Diseño del Proyecto (PDD) ......................................... 51 3.2.3 Aprobación Nacional ........................................................................... 53 3.2.4 Validación ........................................................................................... 53 3.2.5 Registro .............................................................................................. 53 3.2.6 Monitoreo y verificación ...................................................................... 54 3.2.7 Expedición de certificados de reducción de emisiones (CER) ............. 54 3.2.8 Comercialización de los CER .............................................................. 54 3.2.9 Costos de transacción ........................................................................ 54

3.3 Metodología ACM0002 y su aplicación en proyectos hidroeléctricos ............. 55 3.3.1 Metodología para la Línea Base ......................................................... 56

3.4 Compendio del marco regulatorio nacional Colombiano ................................ 58

4. Estudio de Caso: Proyecto Hidroeléctrico del Rio Aures ................................... 61 4.1 Descripción general de la actividad del proyecto ........................................... 61 4.2 Aplicación de la metodología para el cálculo de la línea base ....................... 62

4.2.1 Título y referencia de la metodología aprobada para la línea base y el monitoreo aplicado a la actividad del proyecto .................................................. 62 4.2.2 Justificación de la metodología seleccionada y por qué es aplicable a la actividad del proyecto ....................................................................................... 63 4.2.3 Descripción de las fuentes y gases incluidos en los límites del proyecto 63 4.2.4 Descripción de cómo se identifica el escenario de la línea base y su descripción........................................................................................................ 64 4.2.5 Cálculo de las reducciones de emisiones Ex –ante ............................ 64 4.2.6 Resumen de la estimación ex-ante de la reducción de emisiones del proyecto 73 4.2.7 Ingresos esperados por venta de bonos ............................................. 75 4.2.8 Evaluación del capital natural del proyecto ......................................... 76

4.3 Aplicación del modelo económico en Antioquia ............................................. 77

5. Conclusiones y recomendaciones ....................................................................... 81 5.1 Conclusiones ................................................................................................. 81 5.2 Recomendaciones y trabajo futuro ................................................................ 82

A. Anexo: Factores de emisión de las grandes centrales térmicas conectadas al sistema eléctrico Colombiano ..................................................................................... 85

Bibliografía .................................................................................................................... 87

Contenido XIII

Lista de figuras

Pág. Figura 1-1: Funcionamiento del Mecanismo de Desarrollo Limpio. ................................. 10

Figura 1-2: Demanda histórica de los Mercados Voluntarios de Carbono [27]. ............... 15

Figura 2-1: Comportamiento histórico del precio spot de los CER [30]. .......................... 23

Figura 2-2: Proyectos MDL aprobados por la UNFCCC a nivel mundial [27]. ................. 26

Figura 2-3: Proyectos MDL aprobados por la UNFCCC en América Latina [27]. ............ 26

Figura 2-4: Proyectos hidroeléctricos registrados ante la UNFCCC en América Latina

[27]. ................................................................................................................................ 27

Figura 2-5: Potencial hidroeléctrico de Antioquia por subregión, 2010 [15]. .................... 31

Figura 2-6: Potencial hidroeléctrico por rango de potencia en Antioquia, 2010 [15]. ....... 32

Figura 2-7: Potencial hidroeléctrico por nivel de desarrollo en Antioquia, 2010 [15]. ...... 32

Figura 2-8: Potencial hidroeléctrico de Latinoamérica, 2010 [35]. ................................... 33

Figura 2-9: Potencial hidroeléctrico de Latinoamérica por porcentaje de desarrollo y

capacidad instalada, 2010 [35]. ...................................................................................... 34

Figura 2-10: Origen de los pasivos ambientales en el sector eléctrico [45]. .................... 41

Figura 3-1: Metodologías para generación de energía por fuentes renovables [54]. ....... 48

Figura 3-2: Ciclo del proyecto MDL [18].......................................................................... 50

Figura 4-1: Cálculo de lambda para el año 2008. ........................................................... 68



Contenido XIV

Lista de tablas

Pág. Tabla 2-1: Clasificación de las centrales hidroeléctricas [35]. .......................................... 25

Tabla 2-2: Distribución de registro por rango de potencia [37]. ....................................... 35

Tabla 2-3: Proyectos hidroeléctricos en Antioquia registrados en el Portafolio de

Proyectos de Generación en Colombia – UPME [37]. ..................................................... 35

Tabla 3-1: Categorías de proyectos de gran escala [1]. .................................................. 46

Tabla 3-2: Categorías de proyectos de pequeña escala [1]............................................. 47

Tabla 3-3: Categorización de las metodologías en el Sector Energía [54]. ...................... 47

Tabla 3-4: Metodologías más utilizadas en proyectos hidroeléctricos [54]. ..................... 49

Tabla 3-5: Costos para la validación y verificación de un proyecto MDL [18]. ................. 55

Tabla 4-1: Descripción de las fuentes y gases incluidas en los límites del proyecto [43]. 63

Tabla 4-2: Factores de emisión por fuente de combustible [51]. ..................................... 70

Tabla 4-3: Factores de emisión por fuente de combustible [51]. ..................................... 70

Tabla 4-4: Análisis del 20% de la generación anual en Colombia año 2010 [52]. ............ 71

Tabla 4-5: Resultados obtenidos para el cálculo del factor de emisión del margen de

construcción (BM). .......................................................................................................... 73

Tabla 4-6: Resultados obtenidos para el cálculo del factor del margen combinado. ........ 73

Tabla 4-7: Cálculo de las emisiones reducidas estimadas para el proyecto hidroeléctrico

Rio Aures. ....................................................................................................................... 74

Tabla 4-8: Cálculo de las emisiones reducidas estimadas para el proyecto hidroeléctrico

Rio Aures. ....................................................................................................................... 74

Tabla 4-9: Ingresos proyectados por la venta de CERs del proyecto hidroeléctrico Rio

Aures. ............................................................................................................................. 75

Tabla 4-10: Potencial estimado de reducción de emisiones en Antioquia. ...................... 77

Tabla 4-11: Ingresos proyectados por la venta de CERs según el potencial en Antioquia.

....................................................................................................................................... 78

Tabla 5-1: Factores de emisión y de eficiencia para las grandes centrales térmicas en

Colombia para el año 2010 [51], [52]. ............................................................................. 85

Contenido XV

Lista de Símbolos y abreviaturas

Símbolos con letras latinas Símbolo Término Unidad SI Definición

BEy Emisiones de la línea base en el año y tCO2 / yr Ec. 4.1

EOM,y Emisiones asociadas al margen de operación en el año y

tCO2

EFy Factor de emisión de la línea base en el año y

tCO2 / MWh Ec. 4.6

EFOM,y Factor de emisión del margen de operación en el año y

tCO2 / MWh Ec. 4.2

EFBM,y Factor de emisión del margen de construcción en el año y

tCO2 / MWh Ec. 4.2

EFgrid,CM,y Factor de emisión de la red tCO2 / MWh Ec. 4.1

EFCO2,i Factor de emisión de CO2 por unidad de energía del combustible i

tCO2 / MWh Ec. 4.5

EGy Energía generada en el proyecto que se transmite a la red como resultado de la implementación del proyecto MDL

MWh / yr Ec. 4.1

GEN Generación de energía MWh Ec. 4.3 NCVi Poder calorífico del combustible i J / m3 OXIDi Factor de oxidación del combustible i

WOM Factor de ponderación del margen de operación

Ec. 4.2

WBM Factor de ponderación del margen de construcción

Ec. 4.2

I Ingresos netos del proyecto MDL US$ Ec. 4.7 P Precio del mercado US$ / t CO2

Ec. 4.7

𝑇 Costos de transacción US$ Ec. 4.7 V Volumen de CER t CO2 Ec. 4.7

Símbolos con letras griegas Símbolo Término Unidad SI Definición

ℷy

Factor que expresa el porcentaje de veces en que las unidades de potencia low-cost/Must-run

Ec. 4.4

XVI Sistemas de bono de carbono como fuente de restauración del capital natural en


Abreviaturas Abreviatura Término

AAU Unidades Asignadas Autorizadas AND Autoridad Nacional Designada CER Certificado por Emisiones Reducidas COP Conferencia de las Partes EOD Entidad Operacional Designada ERU Unidad de Reducción de Emisiones GEI Gases de Efecto Invernadero IPCC Panel Intergubernamental de Cambio Climático JE Junta Ejecutiva del MDL MDL Mecanismo de Desarrollo Limpio MVC Mercado Voluntario de Carbono OCDE Organización para la Cooperación y el Desarrollo OTC Mercados Fuera de Bolsa PCF Fondo Prototipo de Carbono PDD Documento de Diseño del Proyecto PIN Nota de Idea del Proyecto UNFCCC Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático VER Reducciones de Emisiones Verificadas

Introducción

El cambio climático, producto de los Gases Efecto Invernadero (GEI) que son emitidos a

la atmósfera, constituye uno de los grandes problemas que afronta el mundo en la

actualidad. Las variaciones ambientales que se producen a nivel global han planteado la

responsabilidad que deben asumir las naciones, y en especial los actores del sector

industrial y empresarial como principales agentes de este cambio [1], [2]. La contribución

activa a este problema parte de los ingentes esfuerzos por reducir y capturar emisiones de

GEI se denomina mitigación del cambio climático. No obstante, el cambio climático también

es visto como una perturbación externa o imperfección del mercado, lo que justificó la

creación de marcos internacionales como: “compraventa de emisiones (mercado de

carbono y Mecanismo de Desarrollo Limpio o MDL), cooperación tecnológica, reducción

de la deforestación y adaptación de países más frágiles” [3].

En este escenario de acontecimientos juega un papel importante el Protocolo de Kioto,

acuerdo internacional que propone la reducción de emisiones de gases de efecto

invernadero. Para poder llevar a cabo su objetivo se han implementado diversas medidas

de mitigación de emisiones ejecutadas principalmente en países en vías de desarrollo,

considerando también la importancia de un desarrollo sostenible. Estas medidas se ven

aplicadas principalmente en forma de proyectos, los cuales pueden ser financiados por

países industrializados para reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero; un

ejemplo de esto es la transacción de certificados de reducción de emisiones, llamados

también bonos de carbono. De esta forma, nos encontramos ante un escenario que apunta

al desarrollo de proyectos acorde a los nuevos desafíos medioambientales, en los cuales

una gran cantidad de países está participando, siendo Chile uno de los países pioneros en

implementar una amplia gama de proyectos bajo los mecanismos del Protocolo de Kioto.

El mercado de carbono surgió para incorporar diferencias entre naciones en el costo de

reducción de GEI, al aprovechar los menores costos marginales de aquellos que pueden

ser oferentes y el interés de quienes fungen como compradores. Una de las instalaciones

2 Introducción

más contaminantes con dióxido de carbono (CO2) es una planta de generación de

electricidad que consuma carbón, y, por esa razón, se le utiliza como patrón de

comparación. De esta manera, un proyecto que produzca o utilice energía limpia evitará la

emisión de carbono en forma proporcional a la cantidad generada por dicha planta. Bajo

esta premisa, las centrales hidroeléctricas son consideradas como energía renovable con

cero emisiones de GEI [4], [5]. El estado actual del mercado de carbono presenta

excelentes oportunidades de financiación para nuevos proyectos hidroeléctricos,

diseñados o ejecutados dentro de un esquema de sustentabilidad y amabilidad con el

Medio Ambiente. Se trata de la generación, por parte de estos proyectos, de los llamados

bonos verdes o bonos de carbono, los cuales pueden ser transados en el mercado

internacional. Los aprovechamientos hidroeléctricos se encuentran entre los más

populares de los proyectos susceptibles de recibir certificados de reducción de emisiones

[6], [7].

Sin embargo, se debe tener en cuenta que los proyectos hidroeléctricos presentan un

impacto ambiental negativo en su construcción, generado por las alteraciones en los usos

del suelo y por la implementación nuevas obras. Los embalses de plantas hidroeléctricas

en las zonas tropicales contribuyen con las emisiones a la atmósfera de GEI, y en particular

de CH4 y CO2. Varios autores [8]–[13] han llevado a cabo estudios de las emisiones de

gases de efecto invernadero y de los diferentes impactos ambientales producidos por

embalses artificiales [14].

Colombia, y más específicamente Antioquia, tiene un potencial hidroeléctrico abundante y

de buena calidad, gracias a la afortunada combinación de aguas ricas en caudal y

regulación natural, caídas topográficas abundantes y condiciones geológicas estables en

el subsuelo. Así mismo, cuenta con aceptable infraestructura de conectividad tanto vial

como eléctrica para facilitar acceso a zonas de proyectos y permitir el transporte de la

energía producida. Según cifras de 2010, en Antioquia se encontraban 45 centrales

hidroeléctricas en operación, con una capacidad de 3.803 megavatios, correspondiente al

28,6% del total del país, que asciende a 13.279 MW. Además, estaban en fase de

construcción 6 centrales hidroeléctricas con una potencia total de 3.503 MW. El resto del

potencial identificado se encuentra en diferentes niveles de estudio, dentro de los cuales

se destacan estudios de factibilidad para 6.784 MW y diseño para 1.008 MW [15].

Introducción 3

Estas características anteriormente mencionadas, permiten que las centrales

hidroeléctricas en Antioquia presenten las condiciones necesarias para desarrollarse

sustentablemente y beneficiarse de la emisión de bonos de carbono sin impactar

negativamente el ambiente. Por otra parte, los aprovechamientos hidroeléctricos pueden

utilizarse como un instrumento para generar recursos que apalanquen el desarrollo rural

[16], no solamente por medio de los mecanismos tradicionales de las transferencias y los

impuestos que se pagan a los municipios y a las corporaciones autónomas regionales, sino

también mediante la conformación de cadenas productivas en las regiones y la generación

de recursos provenientes del Mecanismo de Desarrollo Limpio, a través de la venta de

bonos de carbono. A su vez, dado el nivel de daño que se inflige al medio ambiente, se

hace necesario valorar los pasivos ambientales con el propósito de cuantificar el valor de

la deuda ambiental que se deriva de la materialización del proyecto y su comparación con

los beneficios obtenidos por su operación y posterior emisión de bonos de carbono.

Por medio de este trabajo de grado se quiere entender cómo funciona el Mercado de Bonos

de Carbono y cuáles son las implicaciones que trae para el sector eléctrico, especialmente

en Antioquia, de manera que se explique toda la dinámica que se está dando en torno a

él, abordando la pregunta de investigación: ¿cuál será el impacto del mercado de

carbono en la dinámica de las centrales Hidroeléctricas y del sector eléctrico en

Antioquia?

4 Introducción

Objetivo general

Estudiar la viabilidad de un mecanismo de venta de bonos de carbono en los proyectos

hidroeléctricos en Antioquia, como fuente de restauración del capital natural.

Objetivos específicos

1. Identificar la normatividad aplicable para certificar los proyectos hidroeléctricos en

Antioquia, bajo los esquemas de Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL), Mercado

Voluntario de Carbono (MVC) o Mercados Fuera de Bolsa (OTC).

2. Adoptar un modelo de valoración económica que permita determinar el beneficio que

presenta una hidroeléctrica por la reducción de emisiones en su operación comparada

con el impacto ambiental producido en el ciclo del proyecto.

3. Validar la efectividad del instrumento económico para sustentar la sostenibilidad del

capital natural de los proyectos hidroeléctricos.

Este documento está organizado de la siguiente manera: el capítulo uno se concentra en

introducir al lector en los conceptos básicos del Mercado de Carbono, permitiendo conocer

su nacimiento y las características del mismo. El segundo capítulo está dedicado a discutir

los avances y trabajos recientes en el tema de Mercado de Carbono en proyectos

hidroeléctricos, resaltando las experiencias MDL en centrales hidroeléctricas en Colombia

y América Latina. El capítulo 3 presenta las metodologías aplicables a proyectos

hidroeléctricos. Finalmente, en el capítulo 4 se presenta una discusión sobre las

oportunidades que tiene el Mercado de Bonos de Carbono para los proyectos

hidroeléctricos en Colombia, en particular para la región de Antioquia y sus implicaciones

tanto económicas como ambientales en sus localidades de origen. Al mismo tiempo, se

plantean unos posibles estudios futuros.

1. El protocolo de Kioto y los Mercados de Carbono

En los últimos tiempos hay un tema que ha sido de preocupación para el mundo entero y

es el tema del Cambio Climático; la magnitud y alcance de las manifestaciones de este

problema han sido los principales motores para que los gobiernos empiecen a reaccionar

frente a ello. Fenómenos como las constantes sequías, el descongelamiento de los

glaciares, huracanes e inundaciones, son solo algunas de las manifestaciones que afectan

a países de todas partes del mundo.

En este capítulo se introducirá al lector en los conceptos básicos sobre el Mercado de

Bonos de Carbono, permitiendo conocer sus características principales.

1.1 Problemática del cambio climático

A pesar de que el cambio climático viene manifestándose desde hace varios años, tan

solo en 1990 se iniciaron las declaraciones mundiales sobre el problema, a través de los

informes presentados por el Grupo Intergubernamental para el Cambio Climático IPCC

(Intergovernmental Panel on Climate Change, 1990), (Intergovernmental Panel on Climate

Change, 1992), (Intergovernmental Panel on Climate Change, 1995) se empezó a tomar

acción en el año 1992, con el surgimiento de la Convención Marco de las Naciones Unidas

sobre el Cambio Climático - CMNUCC, la cual entraría en vigencia a partir de 1994 [3].

De acuerdo a lo establecido por el artículo 1, inciso 2 de la Convención Marco de las

Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, el cambio climático se entiende como “un

cambio de clima atribuido directa o indirectamente a la actividad humana que altera la

6 Sistemas de bonos de carbono como fuente de restauración del capital natural

en proyectos hidroeléctricos

composición de la atmósfera mundial y que se suma a la variabilidad natural del clima

observada durante períodos de tiempo comparables”.1

En los primeros informes presentados por IPCC, se hizo evidente que el problema del

Calentamiento Global se debía en gran parte a las acciones del hombre en el pasado;

además se reconocía que dicha problemática se encontraba ya en una etapa muy

avanzada, llegando a la conclusión de que se requería urgentemente intervención

internacional [17].

En 1997, se pacta un tratado dentro del cual varios países de todo el mundo se

comprometen a disminuir sus emisiones de GEI. Este acuerdo se denominó el Protocolo

de Kioto (PK). Dicho protocolo es un acuerdo internacional que involucra a la mayoría de

los países del mundo (siendo EEUU la excepción más notable), y según el cual los países

industrializados se comprometen a reducir sus emisiones colectivas de GEI, por lo menos

en un 5% respecto a las emisiones de 1990. Para lograr dicha meta, los diferentes países

tuvieron un periodo de tiempo, comprendido entre el año 2008 al 2012 y denominado

“primer periodo de compromiso” [1].

El Protocolo reconoce entonces las necesidades y problemas específicos de los países en

desarrollo, especialmente los más vulnerables; por tanto, las partes en el Anexo I deben

informar de sus esfuerzos por cumplir sus metas de reducción de las emisiones, al mismo

tiempo que disminuyen los efectos adversos que sufren los países en desarrollo (Partes

Anexo I del Protocolo) (UNFCCC, 2007) [18]. Así, las reducciones y límites de las

emisiones de GEI establecidos por el Protocolo de Kioto son una manera de compensación

ambiental, donde se reconoce que las naciones que hoy en día son economías

desarrolladas, además, son efectivamente los países que más han contribuido al

calentamiento global y consecuentemente han conseguido beneficios directos en forma de

mayores ganancias comerciales y mejores niveles de vida, pero no han asumido en la

misma proporción la responsabilidad por los daños causados con sus emisiones para

obtener dicho progreso [3], [19]. Por esta razón, los miembros del convenio acordaron por

1 El texto completo de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático está disponible online en:

http://unfccc.int/resource/docs/convkp/convsp.pdf

Capítulo 1 7

consenso que estos países deben aceptar un compromiso jurídicamente vinculante para

disminuir sus emisiones colectivas de los GEI.

Debido a que el cumplimiento del 5% es una meta grupal, a cada país le fue asignado un

compromiso individual para llevar a cabo dicha meta, el cual depende de la cantidad de

sus propias emisiones registradas en el año de 1990. El protocolo no impone a todos los

países los mismos límites de emisión, sino que se toma en cuenta el nivel de desarrollo

energético de cada país. Una primera segmentación se hace entre los países

industrializados o en transición a economías de mercado (listados en el Anexo 1 de la

Convención), considerados los principales emisores, y los países en vía de desarrollo, que

no tienen un desarrollo energético que permita calificarlos de emisores y a los que no se

les impone un objetivo inmediato de reducción. Así, cada país tiene una meta diferente que

en algunos casos resulta ser positiva, como es el caso de Islandia y Noruega y en otros

casos resultan ser metas muy altas que pueden ser difíciles de cumplir [3].

Por esta razón se establecieron en dicho Protocolo mecanismos que permitan, a los

diferentes países del Anexo I, cumplir con sus metas a través de medios para recortar las

emisiones o incrementar los sumideros de carbono a costos más bajos en otros países [3].

Estos mecanismos son: el Mecanismo de Implementación Conjunta (artículo 6 del PK), el

Mecanismo de Desarrollo Limpio (artículo 12 del PK) y el Mecanismo de Comercio de

Emisiones (artículo 17 del PK) [1].

A partir del surgimiento de estos tres mecanismos, en algunos países se dieron los

primeros pasos para la construcción de toda una infraestructura que permitiera un

intercambio de bonos de carbono, que posteriormente se conocería con el nombre de

“Mercado de Carbono”.

1.1.1 Negociaciones sobre el cambio climático

El fenómeno del cambio climático ha estado enmarcado en la política energética y

ambiental a escala mundial. La Convención Marco de naciones Unidas sobre el Cambio

Climático (CMNUCC) ha sido uno de los actores influyentes en este tema, buscando desde

sus inicios en 1992 generar políticas y estrategias para la estabilización de las



concentraciones de gases efecto invernadero en la atmósfera a un nivel que impida

interferencias antropogénicas peligrosas en el sistema climático [1].

Uno de los compromisos que ha establecido la CMNUCC ha sido la celebración de

reuniones anuales entre los Estados miembros de la Convención así como del protocolo

que la concretó posteriormente. De las sucesivas reuniones anuales la que más centró la

atención en la reducción de emisiones de GEI fue la celebrada en Copenhague en 2009,

dado que los líderes del mundo d primera línea (Jefes de Estado y de Gobierno) se

congregaron para negociar la acción internacional en la lucha contra el cambio climático.

Sin embargo, los resultados no han sido los esperados debido a la falta de compromiso de

algunos estados [1].

En el año 2011, se celebró en Durban (Sudáfrica), la 17ª Conferencia de las Partes de la

CMNUCC y 7ª del Protocolo de Kioto (la COP 17/RP 7), a partir de la cual se puso

oficialmente en marcha el Fondo Verde para el Clima para financiar la lucha contra el

cambio climático. También se logró un acuerdo, por el cual los Estados se comprometían

a adoptar en 2015, un nuevo acuerdo global contra el cambio climático que entraría en

vigor en 2020 [20]. Además, acordaban extender a un segundo período de compromiso el

Protocolo de Kioto, que se prolongará hasta 2020. Sin embargo, sólo la Unión Europea,

Nueva Zelanda, Suiza, Noruega y Australia aprobaron este acuerdo, mientras que Rusia,

Japón y Canadá, no se sumaron a esta prórroga.

Tras la cumbre de Durban, los diferentes líderes políticos y sociales se reunieron en el

2012 en Doha (Qatar) aprobando un texto final denominado “Puerta Climática de Doha” en

el que se prolonga el Protocolo de Kioto hasta el 2020, pero con serias críticas debido a

que países con elevadas emisiones de GEI no aceptaron la prórroga [20].

1.1.2 Mecanismos del Protocolo de Kioto

Desde el punto de vista del cambio climático, es irrelevante donde se reduzcan las

emisiones, porque los efectos del cambio climático se producen, y sus causas se

combaten, a escala global. Sin embargo, desde el punto de vista económico, es más

rentable reducir las emisiones allí donde salga más barato hacerlo. El esfuerzo que los

países desarrollados tendrían que hacer para modificar su industria nacional es mayor que

el que les supondría ayudar a la implantación de tecnologías limpias en países de baja

Capítulo 1 9

eficiencia energética o en países en vía de desarrollo. Con este planteamiento, el protocolo

de Kioto fija, junto a las medidas de acción interna para contener las emisiones, unos

“mecanismos de flexibilidad”.

Estos mecanismos del Protocolo de Kioto son el instrumento económico establecido para

ayudar a los países del Anexo I a cumplir sus metas. Cada uno de estos mecanismos

genera bonos de carbono diferentes [21]. A continuación se menciona cada uno de los

mecanismos.

Mecanismo de Implementación conjunta.

El presente mecanismo se encuentra definido en el artículo 6 del Protocolo de Kioto y

es de aplicación exclusiva para los países desarrollados. Este mecanismo consiste en

que los países del Anexo I podrán ejecutar proyectos que reduzcan emisiones o que

absorban emisiones utilizando sumideros en otros países que también se encuentren en

el Anexo I [8]. Además, en el PK se establece que a la hora de realizar un proyecto en un

país del Anexo I (Parte de Acogida), por otro país del Anexo I (Parte Inversora); dicho

proyecto debe garantizar que efectivamente se reducen las emisiones. Ambos países se

verán beneficiados por dicha reducción, de allí su nombre: Implementación conjunta. La

idea es que países del Anexo I se unan para cumplir juntos con su meta propuesta [22].

Los bonos generados a través de este mecanismo se denominan URE: Unidades de

Reducción de Emisiones, o ERU por su nombre en inglés [23].

Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL).

El mecanismo de Desarrollo Limpio, a diferencia del mecanismo de Implementación

Conjunta, desarrolla proyectos pero en países que pertenecen a las “Partes no incluidas

en el Anexo I”, es decir, en países en desarrollo. Este mecanismo tiene dos objetivos

claros. El primero de ellos consiste en que el país del Anexo I reciba una ayuda para

cumplir con su compromiso del PK; y el segundo establece que a través de los proyectos

que se lleguen a realizar en países en desarrollo, estos últimos se vean beneficiados con

la transferencia de tecnologías ambientalmente racionales suministradas por los países

más avanzados y por ende, se propicie un desarrollo sostenible para dichos países. Los

bonos generados a través de este mecanismo son conocidos como “Certificados de

Reducción de Emisiones” o CER por su nombre en inglés [24].



Figura 1-1: Funcionamiento del Mecanismo de Desarrollo Limpio.

Fuente: http://www.laspi.net/ebi/prod01.htm

Mecanismo de Comercio de Emisiones. (EMISSIONS TRADING)

El presente mecanismo se encuentra definido en el artículo 17 del Protocolo de Kioto y es

de aplicación exclusiva para los países desarrollados. Este mecanismo permite a los

países que pertenecen al Anexo I, transferir sus derechos de emisión o Unidades de

Cantidad Atribuida (UCA) a otros países [25].

A través de este mecanismo se negocia la transferencia de las reducciones de carbono

entre los países desarrollados, las mismas que se basan en la compra de derechos de

emisión a aquellos países que se encuentran por debajo de sus cuotas de emisión. De

esta manera se permite que los países desarrollados o sus empresas, puedan vender sus

excedentes de forma que otros países del Anexo I puedan, a su vez, cumplir con sus

compromisos de reducción de GEI [26].

Las unidades de venta utilizadas en este mecanismo son denominadas Unidades

Asignadas Autorizadas, (en adelante “AAU” por sus siglas en inglés).

Para facilitar el comercio de emisiones, se han establecido diferentes esquemas en

algunos países y regiones del mundo; por tanto, en la actualidad puede hablarse de

segmentos del Mercado del Carbono que corresponden a dichos esquemas, algunos de

los cuales son: el Sistema de Comercio de Nueva Gales del Sur (The New South Wales

http://www.laspi.net/ebi/prod01.htm

Capítulo 1 11

Trading System NSW), la Bolsa Climática de Chicago (Chicago Climate Exchange) y el

Esquema de Comercio de Emisiones de la Unión Europea, entre otros [26].

1.2 Mercado Internacional de Bonos de Carbono

Los bonos de carbono son un instrumento económico contemplado en el Protocolo de

Kioto. Cada bono de carbono equivale a una tonelada de CO2 (tCO2) que ha sido dejada

de emitir a la atmósfera. El objetivo de la existencia y uso de los bonos es disminuir los

costos de las actividades de reducción de emisiones de GEI, ya que estos pueden ser

comercializados [23].

El nombre de “bonos de carbono” se ha dado como un nombre genérico a un conjunto de

instrumentos que pueden generarse por diversas actividades de reducción de emisiones.

Las tareas de reducción de emisiones se convierten entonces en “commodities”

comerciables basadas en una línea base hipotética, por ejemplo, lo que hubiese pasado

en la ausencia de un proyecto de reducción de emisiones implementado y pueden ser:

Certificados de Reducción de Emisiones (CER): los países del Anexo I que inviertan

en proyectos bajo el Mecanismo de Desarrollo Limpio, pueden obtener CERs por un

monto equivalente a la cantidad de bióxido de carbono equivalente que se dejó de

emitir a la atmósfera como resultado del proyecto. Para ello, el proyecto debió cumplir

con los requisitos establecidos por el Consejo Ejecutivo del Mecanismo de Desarrollo

limpio.

Montos Asignados Anualmente (AAU): Corresponde al monto total de emisiones de

gases efecto invernadero que a un país se le permite emitir a la atmósfera durante el

primer período de compromiso (2008-2012) del Protocolo de Kioto. Cada país divide y

asigna su respectivo monto a empresas localizadas en su territorio a manera de límite

de emisión por empresa.

Unidades de Reducción de Emisiones (ERU): Corresponde a un monto específico

de emisiones de gases de efecto invernadero que dejaron de ser emitidas por le

ejecución de un proyecto de Implementación Conjunta.

Unidades de Remoción de Emisiones (RMU): Corresponde a créditos obtenidos por

un país durante proyectos de captura de carbono. Estas unidades o créditos pueden

ser obtenidas por países de Anexo I del Protocolo de Kioto y pueden obtenerse también

en proyectos de Implementación Conjunta. Las Unidades de Remoción de Emisiones



solamente pueden ser usadas por los países dentro del período durante el cual fueron

generadas, y son para cumplir con sus compromisos de reducción de emisiones. Estos

créditos no pueden ser considerados en períodos posteriores.

1.2.1 Funcionamiento de un mercado de carbono

El Mercado de Carbono corresponde al sistema de comercialización de reducciones de

emisiones. Este mercado representa el lugar mediante el cual los gobiernos, empresas o

instituciones pueden comprar y vender reducciones de GEI. Debido a las consecuencias

globales y no regionales del Efecto Invernadero, las transacciones pueden efectuarse por

países apartados entre sí.

Las licencias comercializadas en el Mercado de Carbono se pueden clasificar en tres tipos:

Derechos de emisión: son creados y asignados por los gobiernos de países Anexo I a

empresas emisoras de GEI. Si una empresa emite menos de lo permitido, puede

vender el resto de sus emisiones en forma de permisos de emisión a otra empresa que

no haya logrado generar menos emisiones dentro de lo aceptado. El mercado que más

transa estos permisos es el Sistema Europeo de Comercio de Emisiones (EU ETS, por

sus siglas en inglés), donde se comercian permisos denominados EUAs.

Certificados de reducción de emisiones creados en proyectos: cuando un proyecto de

mitigación implementado en un país en desarrollo o de Europa del Este comprueba la

reducción de sus emisiones, comparándolo con un escenario sin la existencia de dicho

proyecto, se pueden generar certificados de reducción de emisiones. Aquellos

certificados creados en países en desarrollo dentro del MDL son llamados CERs y

aquellos generados en estados de Europa del Este dentro del IC se denominan ERUs.

Certificados de reducción de emisiones voluntarias: certificados que se comercializan

en los mercados de carbono voluntarios.

El primer paso para la constitución de un mercado de carbono es la definición de un límite

de emisiones para las partes que se someten al acuerdo. Actualmente, el límite de

emisiones más importante que existe está consignado en el Protocolo de Kioto, donde se

Capítulo 1 13

establecen los niveles para las emisiones de seis gases provocadores del calentamiento

global: dióxido de carbono (CO2), gas metano (CH4) y óxido nitroso (N2O),

Hidrofluorocarbonos (HFC), Perfluorocarbonos (PFC) y Hexafluoruro de azufre (SF6). El

límite se estableció en un porcentaje aproximado de un 95% del nivel del año 1990, a

cumplirse en el período que va desde 2008 a 2012. Esta reducción es más importante de

lo que parece a simple vista, ya que hasta 2012 las emisiones debían en primera instancia

dejar de crecer, reducirse hasta el nivel de 1990 (22 años atrás), para finalmente disminuir

un 5% extra. Adicionalmente, existe un acuerdo complementario que involucra solamente

a las naciones europeas, conocido como el “Esquema de Transferencia de Emisiones de

la Unión Europea” (EU-ETS, por sus siglas en inglés). Este acuerdo establece que los

límites establecidos en el Protocolo de Kioto tendrán vigencia desde el año 2005 (y no

desde el 2008, como es el caso del Protocolo). De este modo, el EU-ETS se convirtió en

el primer mercado internacional “formal” de bonos de CO2 en entrar en vigencia [27].

Contrariamente a la creencia habitual, un mercado de CO2 no consiste meramente en la

venta de permisos para emitir -por encima del límite-, con fines fiscales. En cambio, el

mecanismo permite que aquellas partes que excedan el límite puedan adquirir permisos

de aquellas cuyas emisiones se encuentren por debajo del límite. De este modo, el

mecanismo “premia” la eficiencia ambiental y “castiga” a las entidades con mayor

responsabilidad en cuanto a cantidad de emisiones.

Ahora bien, este mercado funciona de la siguiente manera: los Estados miembros del

Anexo I del Protocolo de Kioto suelen elaborar Planes Nacionales de Asignación (PNA) de

acuerdo a los cuales se establecen límites de emisiones a sus empresas. Dentro de este

límite, las empresas pueden comprar y vender derechos de acuerdo a sus necesidades

para, a fin de año, entregar una cantidad de derechos equivalentes a sus emisiones. De

esta manera, las emisiones se reducen allí donde resulta más rentable.

Considerando lo antes mencionado, resulta lógico que éste mercado sea altamente

atractivo a los países en vías de desarrollo. En efecto, los países industrializados, por lo

general, cuentan con tecnologías más eficientes, razón por la cual el costo de oportunidad

de reducir las emisiones de GEI en esos países resulta mayor al costo de realizar dichas

inversiones en países en vías de desarrollo.



Por tanto, este mercado ha creado una serie de oportunidades para los países que, como

Colombia, se encuentran en desarrollo ya que permite desarrollar Proyectos MDL a partir

de los cuales se originan CERs y, a consecuencia de estos últimos, generar ingresos

adicionales a los que podrían derivarse de un determinado proyecto de inversión o negocio,

así como acceder a tecnología amigable con el medio ambiente.

1.2.2 Mercado Voluntario de Carbono (MVC)

El mercado voluntario de carbono es un mercado originado operaciones de compra y venta

de derechos de emisiones que no se encuentran comprendidos dentro de un régimen

obligatorio de reducción de GEI. Este mercado incluye tanto la venta de las “Reducciones

de Emisiones Verificadas” (en adelante VERs), créditos creados especialmente para este

mercado, así como la venta de derechos de los mercados regulados, tales como los CERs

[7].

Este mercado surge como consecuencia de la toma de conciencia sobre la responsabilidad

en el cambio climático por parte de ciudadanos particulares, organizaciones públicas y

privadas que buscan participar activamente en el compromiso del cuidado del clima.

Los principales motivos que existen para la creación de este mercado son la

responsabilidad social empresarial, relaciones públicas e imagen, venta de productos

“neutros de carbono”, marketing, inversión, anticipación a la regulación y afecciones del

cambio climático a sus negocios [28].

De conformidad con lo señalado en el reporte anual “Estado de los Mercados Voluntarios

de Carbono 2013”2, reporte que viene siendo elaborado durante seis años por el Forest

Trend´s Ecosystem Marketplace y el Bloomberg New Energy Finance con el fin de informar

sobre la importancia de éste mercado, sobre su crecimiento, precios, tipos de proyectos,

cantidad de dinero tranzado, oferta y demanda, entre otros, se estima que la demanda de

contribuciones voluntarias para la compensación de carbono creció 4 % en 2012, cuando

los compradores se comprometieron con más de $ 523 millones de dólares para

2 Elaborado por Forest Trend´s Ecosystem Market Place y por Bloomberg New Energy Finance. Para mayor información

se puede descargar el informe en la siguiente dirección: www.ecosystemmarketplace.com.

Capítulo 1 15

compensar los 101 millones de toneladas métricas de emisiones de gases de efecto

invernadero correspondientes a ese año [29].

Este mercado se encuentra dividido en dos:

Over the Counter Market (OTC): Son operaciones directas efectuadas a través de un

bróker o solo entre ambas partes. Estuvo caracterizado por su falta de regulación, pero

en la actualidad existen organizaciones que han desarrollado estándares para certificar

y asegurar la reducción de emisiones.

Chicago Climate Exchange (CCX): Es un programa norteamericano de reducción de

emisiones de GEI. Registra VERs en base a un sistema de protocolos. Se esperaba

que la misma funcionara hasta finales del 2012, siendo que su futuro dependería de la

demanda del mercado, pero en el 2010 fue cerrada por la imposibilidad del Senado

norteamericano de asegurar una Ley del Clima.

Figura 1-2: Demanda histórica de los Mercados Voluntarios de Carbono [27].

Por otro lado, el precio de los VERs se ve afectado por esta falta de reglas, así como por

la falta de obligatoriedad, uniformidad, transparencia y registro centralizado que sí existe

en el caso de los derechos del mercado obligatorio. Por tanto, esto hace que el precio de

los VERs sea menores a los de los CERs, siendo su demanda baja, inconstante y volátil.

21

4965 64

128

95 98

11

24

70

43

4

2 3

0

20

40

60

80

100

120

140

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

MtC

O2

e

Over-the-counter Chicago Climate Exchange

32

107

135

73

132

97 101



Estándares y precios

La mayoría de los bonos se comercia bajo de un estándar externo. Han emergido varios

estándares según el tipo de proyecto y la región mundial. 75% de las transacciones totales

corresponde a bonos bajo los 5 estándares más comunes. El más implementado es el

Verified Carbon Standard (VCS), seguido por el Climate Action Reserve (CAR) y por el

Gold Standard.

El VCS es el estándar más común a nivel mundial y fue introducido para estandarizar y

mejorar la credibilidad del mercado voluntario al crear créditos estandarizados creíbles y

comerciables. Además, para evitar certificaciones dobles, dispone de una base de datos

para todos sus proyectos. El VCS acepta las metodologías del UNFCCC para el MDL, las

de la Reserva de Acción Climática (Climate Action Reserve, CAR) y las metodologías

especialmente aprobadas por el VCS tras un proceso de doble aprobación. Las

metodologías garantizan que haya una permanencia de la reducción obtenida por un cierto

proyecto.

El Climate Action Reserve (CAR) es un programa norteamericano dedicado a asegurar la

integridad, transparencia y valor financiero del mercado de carbono en los Estados Unidos.

Por el momento, sólo es aplicable a ciertos proyectos en áreas específicas. El registro en

este estándar funciona tras una aplicación online y la verificación por parte de una entidad

independiente y acreditada [29].

Es importante mencionar que dentro del Mercado Voluntario los compradores exigen cada

vez más que los proyectos no solamente compensen emisiones, sino que también tengan

beneficios adicionales sociales o medioambientales, los cuales no son medidos por los

estándares de CAR o VCR. Estos beneficios adicionales están medidos dentro de

estándares adicionales (como Social Carbon), y señalados adicionalmente al certificado

de carbono estandarizado. Bonos con beneficios adicionales (sociales, medioambientales

y locales) han sido vendidos a un precio mayor. Por otro lado, existen estándares

domésticos que constituyen un 7% de las transacciones en el mercado. Estos suelen ser

los que venden a los precios más altos, dado que muchas veces están localizados también

Capítulo 1 17

en países más desarrollados con un nivel de costos más alto. Los estándares

internacionales suelen conseguir precios promedios ($4-$6/MtCO2).

Teniendo en cuenta lo anterior, se puede considerar que el mercado voluntario puede

constituirse como una opción atractiva para Colombia, puesto que aquellas empresas que

no puedan acceder o cumplir con los requisitos exigidos por el Protocolo de Kioto, pueden

optar por realizar proyectos para el mercado voluntario generando VERs. Si bien el futuro

de este mercado es incierto, lo cierto es que su tendencia es de crecimiento y no de

desaparición.

Además, también resulta importante tener en cuenta que los CERs generados por aquellas

empresas que sí cumplieron con los requisitos del Protocolo de Kioto, pueden optar

también por vender los CERs en este mercado voluntario, lo que amplía sus posibilidades

de demanda [7].

1.2.3 Mecanismo MDL vs Mercado Voluntario de Carbono (MVC)

El mecanismo para un Desarrollo Limpio (MDL) es el mecanismo de flexibilidad del

Protocolo de Kioto mediante el cual los países en desarrollo pueden participar del esfuerzo

global de mitigación del cambio climático. A través de esta iniciativa, estos países reciben

un flujo de recursos por la ejecución de proyectos que reducen emisiones de GEI; los

recursos se originan en la venta de certificados de reducción de emisiones llamados

“CERs”.

El mercado del MDL, por lo tanto, es un mercado regulado y creado por la regulación. Esto

significa que los realizadores de proyectos MDL deben seguir reglas y procedimientos

unificados y sistemáticos a fin de lograr la emisión de CERs, la cual es realizada

centralizadamente por la Junta Ejecutiva del MDL, de acuerdo a los marcos formales

establecidos en la UNFCCC.

La demanda de CERs proviene de la necesidad de los países Anexo I (países

desarrollados que son Partes del Anexo I de la UNFCC) de reducir sus emisiones de GEI

en el marco de los compromisos cuantitativos de reducción o limitación de emisiones

asumidos mediante la firma del Protocolo de Kioto. El Protocolo permite a las empresas



radicadas en los países Anexo I cumplir con sus metas de mitigación adquiriendo permisos

de emisión de otros países Anexo I o bien financiando proyectos de mitigación en países

de Europa del Este, o, también, en países en desarrollo (en este último caso, a través del

MDL). Por lo tanto, los principales demandantes de CERs son gobiernos de países Anexo

I y las empresas radicadas en países regulados que buscan acreditar cumplimiento de

metas.

La demanda en el mercado voluntario de carbono, en cambio, no está regida ni originada

por una obligación regulatoria de cumplir con una meta de reducción de emisiones de GEI,

sino que responde a motivaciones variadas: exigencias de accionistas y/o clientes,

responsabilidad social empresaria, filantropía, necesidad de prepararse para cumplir con

regulaciones federales futuras o estrategias financieras de reventa de créditos para

obtener beneficios económicos, entre otras. Es decir que los principales demandantes de

créditos voluntarios son empresas no sujetas a regulación de carbono, organizaciones no

gubernamentales, municipalidades, universidades e, incluso, individuos que buscan

compensar, por diversos motivos, sus emisiones de GEI.

Como la demanda en el mercado voluntario no depende de la obligatoriedad de cumplir

con una meta de mitigación, a diferencia de lo que ocurre en el mercado del MDL, las

operaciones se realizan de manera independiente, sin seguir un proceso general y

uniforme de certificación y sin ser registradas en una entidad central. Coexisten productos

certificados mediante una variedad de estándares diferentes. La mayoría de estos

estándares, no obstante, siguen un ciclo de proyecto relativamente análogo al del MDL:

involucran la preparación de un documento de diseño de proyecto, requieren la validación

por parte de empresas de auditoría independientes (muchas de los cuales están también

acreditadas para operar bajo el MDL) y exigen registros y verificaciones recurrentes a fin

de lograr la expedición de créditos de carbono. Por este motivo, los costos de desarrollo

de un proyecto voluntario son solo ligeramente inferiores a los costos de desarrollar un

proyecto MDL, pues el ciclo de proyecto, en la mayoría de los casos, no varía

significativamente.

Capítulo 1 19

A pesar de estas similitudes operativas, la falta de obligatoriedad, transparencia y

uniformidad del mercado voluntario hacen que la demanda en éste sea baja y volátil, y que

los precios sean menores que en el mercado del MDL.

1.2.4 Facilidades de Financiamiento Internacional

El acceso a recursos internacionales para complementar el desarrollo de programas

nacionales es una herramienta útil que permite a los gobiernos de los países elevar el

alcance de los programas que desarrollan en áreas prioritarias de política.

En este sentido, existe un conjunto importante de instituciones, tanto de carácter

multilateral como establecidas con recursos de gobiernos específicos que proveen fondos

bajo la modalidad de financiamiento, tanto como aportaciones a fondo perdido, para el

desarrollo de acciones en materia de cambio climático.

Banco de cooperación Internacional: Institución financiera del Gobierno de Japón

que desarrolla programas de financiamiento y asistencia técnica para terceros países,

proveyendo recursos a manera de préstamo y como contribuciones a fondo perdido.

Banco Interamericano de Desarrollo – Medio Ambiente: Esta institución apoya los

esfuerzos de los países de América para alcanzar metas ambientales. En materia de

cambio climático financia programas de mitigación de emisiones de efecto invernadero.

Fondo de las Naciones Unidas para el medio Ambiente (GEF): Organización

financiera independiente que provee contribuciones a fondo perdido para países en

desarrollo en proyectos de beneficio ambiental y de promoción para el mejoramiento

del nivel de vida de las sociedades.

Financiamiento de carbono del Banco Mundial: El Banco Mundial cuenta con cuatro

fondos para las actividades de financiamiento de carbono; Fondo Prototipo de Carbono

(PCF), Netherlands Clean Development Facility (NCDF), Community Development

Carbon Fund y Bio Carbon Fund (Bio CF).

Oferta de Compra de Certificados de Reducción de Emisiones – CERUPT: El

gobierno de los países bajos es pionero, junto con el PCF, en la implementaron del

MDL. En el año 2001 establece un programa de subasta (CERUPT) administrada por

la agencia gubernamental SENTER para adquirir proyectos MDL directamente. Este

proceso culminó a finales del 2002 con 18 contratos por 16´550,736 tCO2e por un

monto de alrededor de 89 millones de dólares y a un precio promedio de 4,7 euros por



tCO2e. En la actualidad el gobierno holandés ya no compra directamente reducciones

de emisiones MDL si no que concentra sus esfuerzos de compra a través de bancos

multilaterales y privados y memorandos de entendimiento con países en vías de

desarrollo.

MGM International: Empresa internacional intermediaria especializada en la

adquisición de CERs en América Latina, con el respaldo de empresas japonesas no

sólo para adquirir los CERs si no también, si se diera el caso, de contribuir con capital

para el desarrollo de proyectos.

Programa Latinoamericano de Carbono (PLAC): Esta iniciativa de la Corporación

Andina de Fomento tiene como objetivo principal contribuir al establecimiento del

mercado de carbono, definir los instrumentos y mecanismos financieros necesarios y

promover la participación del sector empresarial y productivo.

2. Los Bonos de Carbono para Centrales Hidroeléctricas

El mecanismo de desarrollo limpio (MDL) del Protocolo de Kioto otorga un tipo de bonos

llamados CERs a los proyectos que por su actividad reducen las emisiones de GEI, que

pueden ser vendidos a actores industrializados como “permisos” para emitir más GEI del

autorizado y comercializarlos en la bolsa de valores como bonos de carbono (UNFCCC).

En este sentido, el MDL, tiene como fin ayudar a los Países – No Anexo I (países en

desarrollo como Colombia) a lograr un desarrollo sostenible y a los países Anexo I a dar

cumplimiento de sus compromisos cuantificados de reducción de emisiones de gases

efecto invernadero.

Varios autores han discutido el uso de sistemas de energía renovables en lugar de

sistemas de energía convencionales en proyectos MDL y sus impactos sociales,

económicos y ambientales, mostrando tendencias a la reducción total de las emisiones

como producto de la instalación de sistemas de energía renovable en zonas [11], [30]. Sin

embargo, hay que resaltar que las principales fuentes de generación de energía eléctrica

en Latinoamérica son las grandes centrales hidroeléctricas, cuyas características se

describen a continuación.

2.1 Certificados de emisiones reducidas (CER)

Los Certificados son los documentos a través de los cuales se acredita la reducción de

emisiones de GEI ya sea a través de la mitigación o captura de dióxido de carbono. Como

ya hemos señalado, la unidad base es una tonelada de dióxido de carbono, por lo que

cada Certificado equivale a esta unidad base.

Los Certificados, también conocidos como bonos de carbono, son emitidos de manera

exclusiva por la Junta Ejecutiva de la Organización de las Naciones Unidas; y, en el caso

que nos interesa, es decir, en el caso de Proyectos MDL, se generan durante la última fase

22 Sistemas de bono de carbono como fuente de restauración del capital natural en


del Ciclo MDL y constituyen documentos negociables y transferibles dentro del mercado

de carbono.

2.1.1 Propiedades de los CER

“Una reducción de emisiones certificada o CER es una unidad emitida en virtud de lo

establecido por el Artículo 12 (del Protocolo de Kioto), de acuerdo a los requisitos

señalados en éste artículo y a las provisiones relevantes en las modalidades y

procedimientos del Mecanismo de Desarrollo Limpio, y equivale a una tonelada métrica de

dióxido de carbono o su equivalente, calculado de acuerdo al potencial de calentamiento

global definido en la decisión 2/CP.3 o a lo que posteriormente se establezca de acuerdo

a lo establecido en el artículo 5 del Protocolo de Kioto.” (Artículo 5, PK)

Además, tenemos que las principales características de los CERs serían las siguientes:

a) Homogeneidad: Todo CER representa una tonelada métrica de dióxido de carbono,

independientemente del sector de actividad del proyecto que generó el CER, así como de

las partes involucradas.

b) Transferibilidad: Todo CER puede ser transferido.

c) Valoración: Todo CER tiene un valor comercial debido al mercado primario y secundario

surgido con motivo del Protocolo de Kioto.

d) No caducidad: No hay periodo de caducidad de los CERs por lo que los mismos podrán

utilizarse indistintamente en el periodo en que se requieran.

De lo antes mencionado podemos concluir que los CERs representan el derecho a emitir

una cantidad de GEI a la atmósfera con motivo del cumplimiento de las obligaciones

contraídas a través del Protocolo de Kioto.

2.1.2 Precios de los CER

En el año 2012, los precios de los CER cayeron abruptamente producto de la recesión

económica mundial. Sin embargo, existe un manifiesto interés por parte de la Unión

Europea para una reducción unilateral de emisiones entre el 2013-2010 y hacer un

esfuerzo para estabilizar los precios de estos últimos. Una manera de hacerlo es ampliar

Capítulo 2 23

voluntariamente su meta de reducciones a un 20% (respecto de 1990) para el año 2020,

lo que permitirá importaciones adicionales de CER [31].

El principal mercado para las compensaciones de Kioto pre-2013 ha venido a la baja. El

volumen de CERs contratados en el año 2012 cayó un 27% con respecto al año anterior,

lo que equivale a una disminución en 91 millones de toneladas de CO2 equivalentes

(tCO2e). Esta fuerte caída refleja la tendencia a la baja de los precios pasando de US$11,8

en el año 2010 a US$1,5 para el año 2013 [7].

Figura 2-1: Comportamiento histórico del precio spot de los CER [30].

Los precios MDL se rigen por los precios ofrecidos por el Banco Mundial y el Gobierno

Holandés que son los principales compradores de CERs. Estos otorgan un premio

adicional entre medio y dos dólares si el proyecto genera beneficios sociales

extraordinarios [25], [32].

2.2 Centrales Hidroeléctricas

La energía eléctrica tiene importancia en el desarrollo económico y social de las

poblaciones, debido a que s un recurso indispensable para la producción industrial y el

funcionamiento económico y social. Además, contribuye al aumento de la calidad de vida

de las comunidades y el desarrollo tecnológico de los sectores productivos de un país.

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

10,0

US$

/t C

O2

CER



El fuerte crecimiento de la demanda de energía en el mundo, y especialmente en

Latinoamérica, ofrece grandes posibilidades de aprovechamiento de los recursos

energéticos naturales. Según cifras de la Agencia Internacional de Energía (IEA) [33], el

consumo eléctrico en Latinoamérica alcanzó los 850,000 GWh (gigavatios-hora) en 2009,

siendo la energía hidroeléctrica el mayor contribuyente a la producción de electricidad

aportando el 65% del total. En Centro América esta cifra se eleva a más del 90%.

Las centrales hidroeléctricas aprovechan la energía de un caudal de agua para mover una

turbina acoplada a un generador de electricidad. Pueden ser de dos tipos: con embalse o

a filo de agua; el primero tiene una reserva de agua artificial (represa o embalse), que

permite aumentar la altura de caída y regular el caudal que ingresa a la turbina en el tiempo;

el segundo tipo carece de este reservorio y simplemente aprovecha la caída natural del

río. Para las centrales hidroeléctricas, se considera como insumo la energía del caudal

que ingresa a la turbina, y como producto la electricidad generada [34].

Una central hidroeléctrica consiste en la producción de energía eléctrica mediante el

aprovechamiento detrás recursos naturales: agua disponible, diferencia de alturas y

geología favorable. Un proyecto hidroeléctrico requiere el mayor rigor en sus estudios

técnicos, ambientales financieros para determinar la factibilidad de su construcción y

operación. En forma coloquial se dice que un aprovechamiento hidroeléctrico es factible si

satisface las "seis C", a saber: concesión, caudal, caída, conectividad, confiabilidad y caja

[35].

En la resolución 086 de 1996, la CREG define la generación con plantas menores como:

“Es la generación producida con plantas con capacidad efectiva menor a 20 MW, operadas

por empresas generadoras, productores marginales o productores independientes de

electricidad y que comercializan esta energía con terceros, o en el caso de las empresas

integradas verticalmente, para abastecer total o parcialmente su mercado. La categoría de

Generación con Plantas Menores y la de Autogenerador son excluyentes. El régimen de

estos últimos es el contenido en la Resolución CREG-084 del 15 de octubre de 1996” [35].

A continuación en la Tabla 2-1 se presenta la clasificación de las centrales hidroeléctricas

en Colombia, de acuerdo a la potencia instalada.

Capítulo 2 25

Tabla 2-1: Clasificación de las centrales hidroeléctricas [35].

Clasificación de la hidroeléctrica Capacidad Instalada en kW

Microcentrales 1 y 100 KW

Minicentrales 100 y 1000 kW

Pequeñas centrales hidroeléctricas (SPH) 1000 y 20.000 kW

Centrales Hidroeléctricas >20.000 kW

Los pasivos ambientales y su influencia directa en el costo del proyecto representan uno

de los aspectos más relevantes a la hora de asumir la responsabilidad de iniciar la

ejecución de una hidroeléctrica; de manera integral, desde un punto de vista objetivo, los

pasivos deben ser identificados y valorados de tal forma que sea posible establecer sus

impactos y las medidas para mitigarlos, en una negociación responsable y comprometida

con la restauración ambiental [15].

En los últimos años, el sector privado colombiano se ha venido incorporando al sector

eléctrico en los negocios de generación, distribución y transmisión de energía, los cuales

han dado lugar a la realización de grandes proyectos que se desarrollan bajo un nuevo

esquema institucional y regulatorio. Para estos procesos de negociación, se hace

necesario considerar la mayor cantidad posible de variables de tipo ambiental y social que

implica la realización de un nuevo proyecto hidroeléctrico.

2.3 Experiencias MDL para centrales hidroeléctricas en América Latina

Latinoamérica se ha convertido en uno de los principales proveedores de proyectos MDL

en el mundo debido, entre otras cosas, al apoyo institucional por parte de los gobiernos de

la región con la implementación del Protocolo de Kioto, a contar con sistemas de

aprobación de proyectos MDL funcionando favorablemente y a la presencia de expertos

locales en las instituciones de promoción del MDL. Entre estos proyectos se encuentran

los aprovechamientos hidroeléctricos como proyectos susceptibles de recibir certificados

de bonos de carbono.

Las figuras 2-2 y 2-3 muestran la cantidad de proyectos registrados como proyectos MDL

por la UNFCCC, a nivel mundial y, en particular, en América Latina hasta octubre de 2013.



Figura 2-2: Proyectos MDL aprobados por la UNFCCC a nivel mundial [27].

Figura 2-3: Proyectos MDL aprobados por la UNFCCC en América Latina [27].

Construcción propia

Diversos autores [4], [5], [9], [16], [36] han evaluado proyectos de pequeñas centrales

hidroeléctricas (PCH) como candidatos para la reducción de las emisiones de gases de

efecto invernadero. Tecnologías de energía renovable, que incluyen PCH, pueden

contribuir a la sostenibilidad global a través de la mitigación de GEI. Además, estudios en

países en desarrollo muestran que la inversión en tecnologías más eficientes, el uso

racional de la energía y la sustitución de combustibles fósiles por renovables, reducen las

emisiones de gases de efecto invernadero [9]. Dado que las PCH representen una fuente

7170

Capítulo 2 27

de energía renovable, con una reducción de las emisiones de GEI, es probable que el

mercado MDL sea una fuente de oportunidad para su desarrollo [2].

Hasta el año 2013, se tienen registrados ante la UNFCCC 317 proyectos hidroeléctricos

de diferentes países de América Latina, de los cuales el 8,52% de los proyectos fueron

presentados por Colombia [29] (Ver Figura 2-4).

Figura 2-4: Proyectos hidroeléctricos registrados ante la UNFCCC en América Latina [27].

La mayor participación de proyectos hidroeléctricos en la cartera de proyectos MDL de la

región se debe, entre otras razones, a que son proyectos que generalmente reducen

importantes cantidades de emisiones, lo que permite contar con ingresos importantes por

su venta y costear los costos de transacción de la operación MDL [25]. Además, es

relativamente sencillo calcular la cantidad de emisiones que reducirían así como establecer

el plan de monitoreo y verificación. Estos proyectos, y en general los proyectos de

generación eléctrica interconectados a las redes eléctricas nacionales, como la mayoría

de los eólicos, cuentan con criterios, desarrollados principalmente por el Banco Mundial,

para establecer su potencial de agregación al sistema [6].

41 40

2723

19 1814

10 5 3 2 2 1 1 1

Nú

me

ro d

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111

48%

15%

11%

7%

3%4%

4%4%4% Antioquia

Cauca

Santander

Tolima

Bogotá



2.3.1 Experiencias MDL en Colombia

La Ley 629 de 2000 define la reglamentación del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL)

en Colombia y es aceptado como instrumento de ratificación en noviembre de 2001,

permitiendo al Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial apoyar diferentes

proyectos de Desarrollo Limpio, en diferentes frentes [37]:

El Sector Minero-Energético, con proyectos de fuentes renovables, sustitución de

combustibles, mejoras tecnológicas en el parque térmico de generación, y disminución

de fugas del metano presente en minas y pozos.

El Sector Industrial, con programas como uso eficiente de la energía, sustitución de

combustibles y cogeneración.

El Sector Transporte, con cambios de modo, sistemas organizados de transporte

masivo urbano y sustitución de combustibles.

El Sector Residuos, con captura de metano en rellenos sanitarios y plantas de

tratamiento de aguas residuales.

El Sector Agropecuario, con actividades de reforestación y forestación.

A continuación se presentan algunos ejemplos de proyectos de energías renovables

realizados en Colombia bajo Mecanismos de Desarrollo Limpio.

Parque Eólico Jepírachi [38]

El parque eólico Jepírachi, es el primer parque para la generación de energía eólica

construido en el país, la construcción del parque se realizó a través de las Empresas

Públicas de Medellín, con la aprobación de la comunidad Wayuu para el uso de su

territorio, con el permiso de Corporación Autónoma Regional de la Guajira (Corpoguajira).

El parque eólico se encuentra situado en jurisdicción del Municipio de Urbilla, en la Alta

Guajira, entre las rancherías Arutkajüi y Kasiwolin, cerca de Puerto Bolívar y el cabo de la

Vela.

Para la selección del sitio se tuvieron en cuenta aspectos como la cercanía del puerto para

el desembarque de equipos y a la línea de transmisión eléctrica Cuestecitas – Puerto

Bolívar, para la interconexión eléctrica.

Capítulo 2 29

El parque está conformado por 15 aerogeneradores, que poseen una capacidad instalada

de 19,5 Megavatios de potencia nominal. Los aerogeneradores están interconectados

entre sí por una red subterránea a una tensión de 13,8 kV, la cual conduce la energía hacia

la subestación eléctrica localizada en el centro del perímetro sur del área ocupada por el

parque. Presenta una energía anual de 92.872 MWh/año y un factor de planta de 0,43.

El parque eólico Jepírachi se registró como Mecanismo de Desarrollo Limpio ante la

Convención Marco de las Naciones Unidas para el Cambio Climático (CMNUCC) el 01 de

abril de 2005 bajo el código 0194, cumpliendo a satisfacción con todas las etapas del ciclo

de proyectos MDL. Este evento convirtió al parque en la primera central en operación en

Colombia con emisiones certificadas, comercializadas en el mercado formal de carbono.

Parte de los ingresos recibidos por la venta de bono de carbono han sido invertidos en

obras de beneficio de la comunidad indígena wayuu.

La Vuelta y la Herradura [1]

La Convención Marco de las Naciones Unidas para el Cambio Climático (CMNUCC)

registró el desarrollo hidroeléctrico del río la Herradura, con sus centrales La Vuelta y la

Herradura, como proyecto de Mecanismo de Desarrollo Limpio en enero de 2007, la

propiedad de este proyecto se encuentra a cargo de Empresas Públicas de Medellín (EPM)

y fue registrado con el código 0735 del 15 de enero de 2007.

La Vuelta y la Herradura son dos plantas hidroeléctricas situadas sobre el río la Herradura,

en la confluencia de los municipios de Cañasgordas, Frontino y Abriquí, al occidente de

Antioquia. Estas centrales que en conjunto generan 31,5 Megavatios, permiten la

reducción de dióxido de carbono debido al desplazamiento de electricidad generada en

centrales térmicas a partir de combustibles fósiles, con una reducción aproximada de 70

mil toneladas de CO2.

Proyecto Río Amoyá [1]

Amoyá es una hidroeléctrica a filo de agua, ubicada en Chaparral, Tolima; está

hidroeléctrica tiene una capacidad de generación de 78 Megavatios y firmó un contrato de

compra de Reducciones Certificadas de Emisiones por US$ 21,2 millones de dólares. Su



característica de hidroeléctrica por filo de agua le permite aprovechar la topografía y

específicamente los desniveles fuertes del relieve para conducir el agua por gravedad.

Es considerado un proyecto socio ambiental por utilizar el 20% de los recursos de la

negociación de certificados de carbono para inversión a nivel local y regional, a través de

un centro de Desarrollo Sostenible para el Chaparral.

La cesión a la comunidad de una parte de los ingresos por la venta de los CER genera

desarrollo y bienestar en la zona, facilita el proceso de aprobación y negociación de los

certificados y reduce el componente de riesgo del país en los créditos para los proyectos.

Esta venta de certificados de reducción de emisiones de dióxido de carbono representa

una buena oportunidad de ingresos y beneficios sociales para Colombia, en especial si se

aprovecha con las pequeñas y medianas centrales hidroeléctricas [15].

2.4 Potencial Hidroeléctrico en Antioquia

Antioquia tiene un potencial hidroeléctrico abundante y de buena calidad, gracias a la

afortunada combinación de aguas ricas en caudal y regulación natural, caídas topográficas

abundantes y condiciones geológicas estables en el subsuelo. Así mismo, cuenta con

suficiente infraestructura de conectividad, tanto vial como eléctrica, para facilitar acceso a

zonas de proyectos y permitir el transporte de la energía producida [15].

Para el 2010, Antioquia contaba con 45 centrales hidroeléctricas en operación, con una

capacidad de 3803 megavatios, correspondiente al 28,6% del país, que asciende a 13.279

MW (UPME). Además, se están construyendo 6 centrales hidroeléctricas con un potencial

total de 3.503 MW. El resto del potencial identificado se encuentra en diferentes niveles de

estudio, dentro de los que se destacan estudios de factibilidad para 6,784 y diseño para

1.008 MW [15].

Antioquia cuenta con una de las empresas más importantes del sector hidroeléctrico del

país, las Empresas Públicas de Medellín – EPM. El potencial hidroeléctrico de Antioquia

corresponde a un total de 23.947,26 megavatios. De esta capacidad, 13.878,7 megavatios

corresponden a proyectos hidroeléctricos de EPM y 10.068,56 a otras entidades [15].

Capítulo 2 31

Las figuras 2-5 a 2-7 muestran los resultados del potencial hidroeléctrico de Antioquia en

2010; esta capacidad está clasificada por subregión, por tamaño de las centrales y

proyectos y por el nivel de desarrollo en que se encuentran.

Figura 2-5: Potencial hidroeléctrico de Antioquia por subregión, 2010 [15].

Según los estimados de 2010, las subregiones de Antioquia más rica en capacidad

hidroeléctrica son el Norte y el Oriente. El Norte posee 8062,29 megavatios (34%), la

mayoría correspondientes a proyectos de las cuencas de los ríos Cauca, Porce, Grande y

Guadalupe. Y del Oriente, 5.806,43 megavatios (24%), de las cuencas de los ríos Nare,

Guatapé, San Carlos y Samaná Norte [39].

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

Valle deAburrá

Suroeste Bajo Cauca Occidente Urabá MagdalenaMedio

Nordeste Oriente Norte

Me

gava

tio

s

Subregión

Potencial Hidroeléctrico de EPM Megavatios Potencial Hidroeléctrico sin EPM Megavatios

2% 4%5%

6%

6%

9%

10%24%

34%

Valle de Aburrá

Suroeste

Bajo Cauca

Occidente

Urabá

Magdalena Medio

Nordeste

Oriente

Norte

Figura 2-5: Potencial hidroeléctrico de Antioquia por subregión, 2010 [15].



Figura 2-6: Potencial hidroeléctrico por rango de potencia en Antioquia, 2010 [15].

En 2010 en el rango de centrales con potencia menor de 100 megavatios se encontraba

un total de 3.529,26 megavatios, mostrando un incremento en el potencial de pequeñas

centrales hidroeléctricas con respecto a años anteriores, lo que evidencia un énfasis en el

aprovechamiento de este tipo de centrales.

Figura 2-7: Potencial hidroeléctrico por nivel de desarrollo en Antioquia, 2010 [15].

En 2010 Antioquia tenía 45 centrales en operación con una potencia total de 3802,91 MW.

De éstos, 2203,7 MW correspondían a 24 centrales de Empresas Públicas de Medellín.

Por otra parte, en Antioquia se encuentran proyectos en estudio para un total de 16.641,35

megavatios, con 8849 MW en la fase de estudios de prefactibilidad.

Entre 20 y 100 MW

Entre uno y 20 MW

Mayores de 100 MW

Potencial Hidroeléctrico sin EPMMegavatiosPotencial Hidroeléctrico de EPMMegavatios

2639 MW

890 MW

20418 MW

3852

2104,4

2932

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Operación Construcción Diseño Factibilidad Prefactibilidad

Me

gava

tio

s

Nivel de desarrollo del proyecto hidroeléctrico

Potencial Hidroeléctrico sin EPM Megavatios Potencial Hidroeléctrico de EPM Megavatios

6745

Capítulo 2 33

2.4.1 Potencial hidroeléctrico de Antioquia comparado con el de Países Latinoamericanos

A continuación se presenta la información sobre el potencial hidroeléctrico de cada uno de

los países latinoamericanos y la posición que ocupa Antioquia en ese concierto, que como

se observa es la número 9 de la escala, por encima de los países centroamericanos y de

tres suramericanos [40].

Figura 2-8: Potencial hidroeléctrico de Latinoamérica, 2010 [35].

Los 24 GW de potencial que posee Antioquia representan el 4% del total de los países

latinoamericanos, cuando el potencial de Colombia que es de 93 GW representa el 15%.

Si bien es cierto que Colombia, dentro de ella Antioquia, se destaca por su abundante

potencial hidroeléctrico y su notable cantidad de centrales instaladas, aún existe un amplio

potencial de recursos por explotar, lo que señala un futuro muy prometedor para Colombia

y Antioquia en términos de posibilidades de desarrollo [15], [24].

El potencial hidroeléctrico del departamento de Antioquia se encuentra ubicado en la mitad

de la escala compuesta por 17 países del Centro y Sur América. Esto denota la gran

importancia que en esta materia tiene Antioquia en el concierto latinoamericano. Dentro de

Colombia, cuyo potencial es superado sólo por el de Brasil, el de Antioquia representa el

26% y está muy cerca del potencial de Chile y Venezuela.

93

24

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Gig

avat

ios

(GW

)

Antioquia ocupa el puesto número 9 de la

escala con 24 GW



Figura 2-9: Potencial hidroeléctrico de Latinoamérica por porcentaje de desarrollo y capacidad instalada, 2010 [35].

El aprovechamiento hidroeléctrico puede jugar un papel importante en la integración de los

países de la región. Igualmente, puede fomentar el desarrollo regional y ayudar a la

protección del ambiente.

2.4.2 Registro de proyectos de generación en Colombia

De acuerdo con la legislación y las prácticas vigentes en Colombia, la expansión de la

generación eléctrica del país es iniciativa de todos los agentes del sector eléctrico que

participan libremente del mercado. El gobierno nacional, por medio del Ministerio de minas

y Energía, supervisa el comportamiento de ese mercado y entrega periódicamente un Plan

de Expansión de Referencia de Generación y Transmisión.

La Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, tiene un registro de proyectos de

generación que pueden construirse para satisfacer las necesidades y demanda. Estos

proyectos se clasifican según el estado de avance del proyecto. De manera general, se

puede indicar que la Fase 1 corresponde a la etapa de prefactibilidad del proyecto, la

Fase 2 hace referencia a la etapa de factibilidad del proyecto y la Fase 3 hace referencia

a que el proyecto ya debe tener diseños definitivos [41].

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

70,0%

80,0%

0

20

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160

180

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esa

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llo

Gig

avat

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Potencial Hidroeléctrico (GW) Centrales Instaladas (GW) % Desarrollo

Capítulo 2 35

Actualmente3 se encuentran inscritos 125 proyectos, los cuales equivalen a 5118,95 MW.

En la tabla 2-2 se agrupan los proyectos registrados en tres rangos de capacidades, de los

cuales se evidencia una mayor participación (en número de registros) de proyectos con

capacidades inferiores a 20 MW (más de 70%), lo que destaca el interés de los promotores

por desarrollar plantas menores.

Tabla 2-2: Distribución de registro por rango de potencia [37].

Proyectos de generación registrados al 31 de julio de 2013.

Rango de Capacidad (MW)

Número de proyectos

Capacidad total (MW)

Participación por cantidad de proyectos

0 - 20 90 943,42 72%

20 - 100 27 1336,53 21,60%

> 100 8 2839,00 6,40%

La tabla 2-3 muestra la lista de proyectos hidroeléctricos de Antioquia incluidos en el

registro de la UPME para el Plan de Expansión de Referencia. Son 32 proyectos con una

capacidad instalable de 2130,11 megavatios, de los cuales 5 se encuentran en la etapa de

Factibilidad, mientras el resto está en estudios de prefactibilidad.

Tabla 2-3: Proyectos hidroeléctricos en Antioquia registrados en el Portafolio de Proyectos de Generación en Colombia – UPME [37].

FECHA DE REGISTRO

PROYECTO HIDROELÉCTRICO FASE CAPACIDAD (MW)

09/06/2011 SIRENO 1 335

09/06/2011 URRAO 1 170

09/06/2011 ENCIMADAS 2 94

09/06/2011 SAN MIGUEL 1 40

09/06/2011 EL POPAL 1 19,9

09/06/2011 EL DOCE 1 360

15/11/2011 ESPIRITÚ SANTO 1 700

19/11/2011 PCH ECOLÓGICA PORCE III 2 2

24/05/2012 EL MOLINO 1 19,9

24/05/2012 SAN MATÍAS 1 19,9

25/06/2012 PCH CHOCHORRÍO 1 8

12/07/2012 SAN FRANCISCO 1 52,5

21/09/2012 PCH YEGUAS 1 4,07

3 Unidad de Planeación Minero Energética. Registro de Proyectos de Generación. Fecha de corte, 31 de julio de 2013.



FECHA DE REGISTRO

PROYECTO HIDROELÉCTRICO FASE CAPACIDAD (MW)

28/09/2012 PCH HIDRONARE 1 9,8

17/10/2012 PROEYCTO HIDROELÉCTRICO ZUCA 2 9,1

17/10/2012 PCH ROSARIO I 1 13,3

17/10/2012 PCH ROSARIO II 1 5,94

17/10/2012 PCH ROSARIO III 1 6,12

17/10/2012 PCH ROSARIO IV 1 8,26

17/10/2012 PCH ORO I 1 5,33

17/10/2012 PCH ORO II 1 6,2

04/12/2012 PROYECTO HIDROELÉCTRICO DEL RÍO AURES

2 19,9

04/12/2012 PCH DE CANTAYUS 1 4,23

26/02/2013 EL CABLE 1 4,81

01/03/2013 PROYECTO HIDROELÉCTRICO RIO FRIO EDEISA

1 12,9

09/04/2013 EL TRAPICHE II 1 6,75

09/04/2013 PALOMA 3 – ARGELIA 1 17,2

09/04/2013 PALOMA 4 - ARGELIA 1 11,4

09/04/2013 RIO NEGRITA - ARGELIA 1 7,8

23/04/2013 PROYECTO HIDROELECTRICO ESCUELA DE MINAS

1 55,9

23/04/2013 CH SALTO ABAJO 1 19,9

31/05/2013 CAÑAVERAL 2 80

Por su topografía y por sus condiciones hídricas y geológicas, Antioquia tiene un gran

potencial para construir y operar centrales eléctricas de todos los tamaños, potencial que

debe aprovecharse al máximo en los próximos años, teniendo en cuenta la destinación de

recursos económicos para programas de reforestación, recuperación de suelos, protección

ambiental, recuperación de fauna y flora, saneamiento, promoción de la cultura ambiental

y disminución de impactos no deseables.

2.4.3 La alternativa de las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas

Como se ha mencionado anteriormente, el mundo cuestiona la generación eléctrica con

combustibles fósiles por la emisión de dióxido de carbono, que tiene incidencia en el efecto

invernadero y cambio climático. Las centrales hidroeléctricas son una buena alternativa,

dado su bajo impacto ambiental, porque evitan la emisión de gases, en particular los que

producen efecto invernadero y calentamiento ambiental [17].

Capítulo 2 37

Las centrales hidroeléctricas con potencia menor de 20 megavatios se denominan

Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH). Este tipo de unidades de generación

constituyen una alternativa interesante para el sector eléctrico de nuestro país dado que,

de acuerdo con la regulación vigente en Colombia, no pagan prima de respaldo por

potencia y pueden colocar libremente su energía en el sistema eléctrico interconectado

nacional (SEIN). Estas dos ventajas son importantes como se explica a continuación.

El respaldo de potencia es la capacidad de generación de energía que se encuentra

disponible para atender la demanda de electricidad en Colombia en casos de fallas de

otras unidades, porque no es necesaria para atender esa demanda en condiciones

normales. Cuando se opera una planta generadora que no pertenezca al conjunto de

respaldo, su propietario debe pagar una tarifa por cada unidad de energía que produzca.

El dinero captado por este concepto se transfiere a las centrales de respaldo. Es poco

probable que las pequeñas centrales califiquen para ser centrales de respaldo y, por tanto,

deben pagar esa tarifa, excepto si su capacidad es menor a 20 megavatios.

2.5 Impactos de un proyecto hidroeléctrico sobre el capital natural

Todos los sistemas de energía emiten gases de efecto invernadero que contribuyen al

problema del cambio climático global. Para un proyecto hidroeléctrico es necesario hacer

un análisis aguas arriba y aguas abajo de las emisiones de GEI asociados al proceso de

generación de energía. Si esto no se tiene en cuenta, se puede estar subestimando la

generación de emisiones de todo el ciclo del proyecto [42], [43].

Con la implementación de proyectos hidroeléctricos en una comunidad se afecta su capital

natural, y por consiguiente se altera la sostenibilidad del territorio. Los impactos de la

construcción de represas sobre los ecosistemas son:

Impactos de primer orden que involucran las consecuencias físicas, químicas y

geomorfológicas de bloquear un río y alterar la distribución natural de las variables

bióticas.

Los impactos de segundo orden involucran cambios en la productividad biológica del

ecosistema incluyendo los efectos sobre la vegetación de ribera, así como de los

ecosistemas aguas abajo



Impactos de tercer orden que involucran la alteración en la distribución de la fauna

causada por los impactos de primer y segundo orden.

Además, los cambios en el ecosistema modifican los ciclos biogeoquímicos del sistema

natural. El represamiento del cauce de agua interrumpe el flujo de carbono orgánico

causando emisiones de gases con efecto de invernadero como el metano y el dióxido de

carbono que contribuyen al cambio climático global.

La Comisión Mundial sobre Represas (CMR) identifica los siguientes impactos sobre los

ecosistemas [44]: 1) impactos sobre los ecosistemas terrestres y la biodiversidad; 2)

impactos debidos a los gases con efecto de invernadero; 3) impactos debidos a la

alteración del caudal sobre los ecosistemas acuáticos y su biodiversidad; 4) impactos

debidos a la alteración de las inundaciones naturales; 5) impactos sobre los recursos

pesqueros; 6) la creación de ecosistemas mediante la creación de un reservorio; 7) los

impactos acumulativos de una serie de represas sobre un río. Dados los alcances de este

trabajo se analizan solamente los dos primeros impactos.

La oferta y la demanda de energía, actual y futura, es un tema central en las discusiones

internacionales sobre cambio climático, debido a las emisiones de gases con efecto de

invernadero generadas por este sector. Igualmente, es un tema central en los planes de

desarrollo de los gobiernos de los países en desarrollo. La eficiencia en la producción

energética, al igual que el uso de fuentes de energía renovables, puede ser una

herramienta útil para promover el desarrollo económico y social a la vez que se mitiga el

cambio climático. La hidroenergía es comúnmente concebida como una fuente de energía

limpia, aunque en los últimos años algunos avances de investigación parecen demostrar

lo contrario [44].

Los impactos ambientales, sociales y de salubridad generados por la construcción de

represas han venido recibiendo una mayor atención por parte de la comunidad

internacional en los últimos años [44]. Aunque las represas son muy importantes para el

desarrollo de las sociedades, los impactos sobre los ecosistemas, los esquemas sociales,

las economías locales y la salud pueden ser muy adversos, especialmente en los países

tropicales.

Capítulo 2 39

La construcción de una represa y la subsiguiente inundación del área con lleva a la

destrucción de las plantas y al desplazamiento de animales. Ya que muchas especies

prefieren las partes bajas de los valles, proyectos de gran escala pueden eliminar hábitats

únicos para la flora y fauna silvestre afectando poblaciones de especies amenazadas. La

inundación de un sitio modifica una parte del área de captación en una cuenca, alterando

así las propiedades hídricas de los ecosistemas. El resultado de la pérdida de vegetación

lleva a un incremento en las tasas de sedimentación, caudales máximos y producción

anual de agua, disminución de su calidad y alteraciones en la producción estacional [44].

Para cuantificar el efecto neto de la construcción de una presa sobre el cambio climático

es necesario tener en cuenta las emisiones o absorciones generadas en el área de

influencia del proyecto antes y después de la inundación. El nuevo sistema acuático

producirá emisiones de GEI debidas a la descomposición de la antigua vegetación, al

carbono orgánico almacenado en el suelo y a la actividad de microorganismos acuáticos.

Por otra parte, el reservorio capturará carbono debido a la actividad fotosintética de los

organismos planctónicos y otras plantas acuáticas [44]. Los principales GEI que se emiten

en las represas son CH4, CO2, N2 [12]; mientras que las capturas son básicamente de CO2.

A pesar de sus importantes emisiones de GEI a la atmósfera, la hidroenergía es

considerada por muchos una fuente de energía limpia cuando se le compara con la

electricidad producida por la quema de combustibles fósiles (carbón, gas, petróleo), que

agravan el problema del calentamiento global. Sin embargo, no es fácil comparar el efecto

climático de los proyectos hidroeléctricos con los termoeléctricos. Mientras que en las

plantas de energía térmica la emisión de GEI se produce de manera constante durante

toda la vida útil del proyecto, en las hidroeléctricas las emisiones de CH4 y CO2 se

concentran en un período de tiempo y decaen antes de terminar la vida útil del embalse

[44].

Dado la afectación que se causa al medio ambiente, se hace necesario valorar los pasivos

ambientales con el propósito de cuantificar el valor de la deuda ambiental que se deriva de

la materialización del proyecto hidroeléctrico y poder determinar el valor del capital natural

para su compensación en la comunidad afectada [45].



El concepto de pasivo, siempre hace referencia a la obligación de incurrir en un gasto por

una persona como consecuencia de una responsabilidad cuantificable económicamente.

Obligación que puede ser contractual, impuesta por una autoridad administrativa, derivada

de una decisión judicial o incluso asumida voluntaria y unilateralmente [45]. En otras

palabras, el pasivo ambiental hace referencia a la obligación de cubrir el costo de reparar

un daño al medio ambiente, impacto negativo o efecto adverso, resultado de una actividad

antrópica.

Por su parte, la Ley 143 de 1994, o Ley Eléctrica establece, en los artículos 50 y siguientes,

un claro deber a todas las empresas que cumplan una de las actividades de generación,

transmisión, o distribución de energía, para que prevengan y controlen los factores de

deterioro ambiental. Además, en el artículo 51 se señala una clara obligación a las

empresas públicas, privadas o mixtas que emprendan proyectos susceptibles de producir

deterioro ambiental, para que eviten, mitiguen reparen y compensen los efectos negativos

sobre el medio natural o social. También exige que todas las actividades susceptibles de

producir deterioro ambiental deben obtener la licencia ambiental. En este caso el

responsable también está dado por la ley al señalar que son las empresas que desarrollen

algunas de las actividades relacionadas con la generación, distribución o transmisión de

energía [46].

La evaluación de los costos de los impactos medioambientales como de la protección del

capital natural son difíciles de determinar ya que ellos dependen de condiciones

geográficas y geológicas bastantes específicas [43]. El proceso de valoración monetaria

que exige el capital natural encierra varios componentes: Valor económico total = Valor de

uso + valor de no uso. El valor de uso incluye los valores de uso directo, indirecto y opción,

mientras que el valor de no uso engloba un conjunto de valores que pueden ser

denominados de existencia o intrínseco [47]. En ambos casos, se hace indispensable la

identificación de los bienes y servicios ambientales que hacen parte del entorno a

modificar, explotar o transformar.

La Figura 2-10 muestra el proceso para la identificación de los pasivos ambientales en el

sector eléctrico colombiano, partiendo del origen de los pasivos ambientales y la conexión

Capítulo 2 41

que existe entre estos, las normas y los estándares, los aspectos administrativos y legales

ambientales, el daño ambiental, la responsabilidad legal y las externalidades.

Figura 2-10: Origen de los pasivos ambientales en el sector eléctrico [45].

Los mecanismos de compensación o pago por servicios ambientales (PSA) son parte de

un nuevo enfoque de conservación, que reconoce explícitamente la necesidad de crear un

vínculo entre los propietarios de los ecosistemas naturales y los usuarios de los servicios

que estos generan [48].



Existen muchas expectativas en los esquemas PSA como herramienta para la

conservación. No obstante, su utilización debe constituir un medio y no un fin en sí mismo,

para alcanzar los objetivos e impactos deseados en relación al estado de conservación de

un determinado ecosistema [47], [48].

Los servicios ambientales de los ecosistemas son funciones ecológicas que generan

beneficios económicos, ecológicos y sociales para la comunidad local, nacional o

internacional [49]. Según varios autores [8], [50], [51], los servicios ambientales objeto de

compensación que se transan con mayor frecuencia, en escala significativa, son los

asociados con los bosques tropicales y el mercado de carbono: conservación de cuencas

hidrográficas, belleza paisajística, biodiversidad, captación y fijación de carbono.

A pesar de que existen instrumentos de regulación para la utilización adecuada de los

bienes y servicios ambientales, tales como impuestos o pago de derechos de uso para

actividades con costos externos, no se cuenta con el apoyo suficiente de las instituciones

gubernamentales encargadas de velar por la efectiva funcionalidad de los mismos [48].

Se debe entonces adoptar un mecanismo de pago por los servicios ambientales afectados

con la implementación del proyecto hidroeléctrico. Diversos autores [45], [48], [52]

proponen que este mecanismo debe comprender cinco fases:

1. Disponer de información biofísica y socioeconómica del área de estudio, que permita

identificar claramente el servicio a mantener o recuperar, así como la problemática

ambiental socio ambiental, especialmente las relaciones entre la población, los usos

del suelo y los impactos positivos y negativos en la generación de bienes y servicios

ambientales, que de estos usos se desprenden.

2. Identificar y caracterizar a los propietarios de las áreas a proteger, conservar y/o

recuperar (oferta). Así como los usuarios de los servicios ambientales que dichas áreas

generan (demanda).

3. Valorar económicamente el servicio ambiental a mantener y/o recuperar.

4. Analizar la factibilidad técnica, legal y financiera del modelo de compensación.

5. Diseñar como va a funcionar el mecanismo de compensación

Capítulo 2 43

Después de desarrollar cada una de estas fases, se puede llegar a determinar el porcentaje

de inversión que se debería entregar a la comunidad con la venta de los bonos de carbono,

producto de la explotación económica del proyecto hidroeléctrico.

Posteriormente, se recomienda desarrollar un plan de monitoreo para medir los resultados

de las actividades de manejo y de inversión en la comunidad y su impacto en el bienestar

socioeconómico de la región [52], [53].

3. Modelos de valoración económica de emisiones en proyectos hidroeléctricos

En la actualidad existen 66 metodologías aprobadas por la Convención Marco de las

Naciones Unidas Contra el Cambio Climático (CMNUCC), esto es, existen 66 tipos de

proyectos y tecnologías elegibles como Mecanismo de Desarrollo Limpio. Las áreas

incluyen al sector energético (generación, distribución y consumo), las industrias

manufactureras, la construcción, transporte, minería, metales, manejo de residuos y

reforestación. Los proyectos más populares son los de energías Renovables, con un 56%

del volumen transado en el mercado. Dentro de estos últimos, los aprovechamientos

hidroeléctricos son uno de los más frecuentes, con el 26% del total de proyectos

registrados hasta principios de 2012 [7].

Las metodologías existentes presentan una clasificación según el reconocimiento por la

Junta Ejecutiva del MDL:

Metodologías Aprobadas (AM): Son el grupo más grande de metodologías

aprobadas por la Junta Ejecutiva del MDL. Inicialmente son desarrolladas por un

proponente de proyecto para una idea específica de proyecto, pero pueden ser usadas

para otros proyectos que tienen las mismas condiciones de aplicabilidad.

Metodología Consolidada Aprobada (ACM): Metodología de gran escala para

calcular las reducciones de emisiones para un proyecto, cuya utilización está aprobada

para su uso por la Junta Ejecutiva del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL). Se

consolida a partir de una serie de metodologías aprobadas (AM). Consolidación en una

sola metodología de un número grande de metodologías para tipos de proyectos

similares o relacionados. La consolidación es realizada por la UNFCCC y no por los

proponentes del proyecto.



Metodología Aprobada para actividades de proyectos a pequeña escala (AMS):

Hay metodologías disponibles para actividades de proyecto de pequeña escala, que

proveen metodologías de línea base y de monitoreo simplificadas. Las metodologías

se han venido produciendo de modo distinto a las de gran escala, ya que para pequeña

escala, el desarrollo se ha realizado de modo descendente desde la Junta Ejecutiva

del MDL, sin que haya sido necesario que los Participantes de Proyecto las presenten.

Cada metodología es aplicada según el tipo del proyecto. La UNFCCC ha diferenciado los

proyectos MDL en tres grandes grupos:

Proyectos regulares o de gran escala (Large Scale Projects)

Se encuentran clasificados por categorías según la Tabla 3-1.

Tabla 3-1: Categorías de proyectos de gran escala [1].

No. Nombre de la categoría

1 Industrias de energía (de fuentes renovables y no renovables)

2 Distribución de energía

3 Demanda de energía

4 Industrias de manufactura

5 Industrias químicas

6 Construcción

7 Transporte

8 Producción de mineral/minería

9 Producción de metal

10 Emisiones fugitivas de combustibles (sólidos, gaseosos y aceites)

11 Emisiones fugitivas de producción y consumo de halocarbonados y hexafluoruro de azufre

12 Uso de solventes

13 Manejos y disposición de residuos

14 Forestación y reforestación

15 Agricultura

Capítulo 3 47

Proyectos de pequeña escala (Small Scale Projects)

Se encuentran clasificados según la Tabla 3-2.

Tabla 3-2: Categorías de proyectos de pequeña escala [1].

Tipo Nombre de la categoría

I Proyectos con energías renovables

II Proyectos de mejora en la eficiencia energética

III Otros proyectos

Proyectos de forestación y reforestación:

Si bien los proyectos de forestación y reforestación son un subtipo dentro de los proyectos

de Gran Escala (a), la forma de desarrollo de este tipo de proyectos (tipo de metodologías,

certificación de emisiones, tipo de reducciones, períodos de acreditación, demostración de

la adicionalidad, etc.) es sustancialmente diferente al tratarse de proyectos de captura de

carbono y no de reducción de emisiones. Es por esta razón que se crea un rubro especial

para las Metodologías de Línea Base y Monitoreo específicas para proyectos de

forestación y reforestación.

3.1 Metodologías MDL para la valoración económica de emisiones

Para el caso específico del sector Energía se han desarrollado diferentes tipos de

metodologías. En la Tabla 3-3 se hace un recuento de las principales metodologías

aplicadas a este sector.

Tabla 3-3: Categorización de las metodologías en el Sector Energía [54].

Ámbito Sectorial

Tipo Generación y

distribución de energía Energía para

industrias

1 Industria Energética

(fuentes renovables - /

no-renovables)

Energía Renovable

AM0007 AM0019 AM0026 AM0042 AM0052 AM0100 ACM0002 ACM0006 ACM0018 ACM0020 ACM0022 AMS - I.D

AM0007 AM0036 AM0053 AM0069 AM0075 AM0089 ACM0006 ACM0020 ACM0022

Generación de Electricidad Bajas emisiones de carbono

AM0029 AM0045 AM0074 AM0087 AM0099 M0104

AM0087 AM0099



Ámbito Sectorial

Tipo Generación y

distribución de energía Energía para

industrias

Eficiencia energética

AM0014 AM0048 AM0049 AM0061 AM0062 AM0076 AM0084 AM00102 AM00107 ACM0006 ACM0007 ACM0012 ACM0013 ACM0018

AM0014 AM0048 AM0049 AM0061 AM0055 AM0056 AM0076 AM0084 AM0095 AM0098 AM0107 ACM0006 ACM0012 ACM0018

2 Distribución de Energía

Energía Renovable

AMS-III.AW AMS-III.BB AM0069 AM0075


AM0067 AM0097 AMS-II.A AMS-III.BB

3 Demanda de Energía

Energía Renovable


AMS-III.A AM0017 AM0018 AM0020 AM0044 AM0060 AM0068 AM0088 AM0105 AMS-II.C AMS-II.F

A continuación se presentan las metodologías que aplican para proyectos de generación

de energía a través de fuentes renovables.

Figura 3-1: Metodologías para generación de energía por fuentes renovables [54].

Capítulo 3 49

Estas metodologías son, en síntesis, modelos de valoración económica de emisiones que

permiten determinar el potencial de reducción de emisiones de un proyecto. A continuación

se describe de una manera más detallada alguna de ellas.

Tabla 3-4: Metodologías más utilizadas en proyectos hidroeléctricos [54].

No. TÍTULO PROYECTOS TÍPICOS CONDICIONES

AM0019

“Renewable energy projects replacing part of the electricity production of one single fossil fuel fired power plant that stands alone or supplies to a grid, excluding biomass projects”

Construcción de una planta de energía renovable de energía (excluyendo la biomasa).

Centrales con embalse con densidad de potencia mayor a 4 W/m2

AM0026

“Methodology for zero-emissions grid-connected electricity generation from renewable sources in Chile or in countries with merit order based dispatch grid”

Proyectos de generación de energía con fuentes renovables como hydro, biomasa, geotérmica, solar, eólica y tratamiento de basuras.

Centrales con embalse con densidad de potencia mayor a 4 W/m3

AM0052

“Increased electricity generation from existing hydropower stations through Decision Support System optimization”

Incrementos en la generación anual de energía a través de la implementación de un sistema DDS conectado a la red.

Se debe optimizar la planta con un sistema de soporte de decisiones DSS

ACM0002

"Grid-connected electricity generation from renewable

sources"

Adaptación, sustitución o adición de la capacidad de una planta de energía existente o la construcción y operación de una planta de energía que utiliza fuentes de energía renovables y suministra electricidad a la red. Proyectos a filo de agua.

La metodología no es aplicable para proyectos que reemplacen combustibles fósiles en el lugar del proyecto ni a centrales que operen con biomasa.

AMS-I.D "Grid connected renewable

electricity generation"

Unidades de generación de energía renovables, como la fotovoltaica, hidroeléctrica, de las mareas / olas, eólica, geotérmica y biomasa

Se aplican unos criterios especiales para proyectos hidroeléctricos con embalse

3.2 Ciclo de los proyectos MDL

A continuación se describe el modelo general de valoración económica del Mecanismo de

Desarrollo Limpio. Todo proyecto que busca ser acreditado como MDL debe seguir el

mismo criterio y completar los mismos pasos para que pueda negociar sus reducciones

cuantificadas de gases de efecto invernadero en el mercado de carbono. Este proceso se

llama comúnmente el ciclo del proyecto MDL [25].



El primer paso es determinar si el proyecto es elegible como MDL y el último es la

certificación y venta de los Certificado de Emisiones Reducidas (CERs). El CER representa

una tonelada de CO2 equivalente reducida certificada por la Junta ejecutiva del MDL4 y por

tanto válido para ser usado por los países con compromisos de reducción de GEI en el

marco del Protocolo de Kioto [36].

Figura 3-2: Ciclo del proyecto MDL [18].

Nota de la idea del proyecto (PIN)

Promotor del proyecto o corredor de

carbono

Documento de diseño del

proyecto (PDD)

Entidad Responsable

Paso en ciclo

1-2 meses(paso opcional)

2-4 meses

Aprobación

Validación

Implementación y monitoreo

Verificación

Certificación

Emisión de bonos de carbono

Autoridad Nacional Asignada

Entidad operacional designada

Equipo de registro y emisión

Propietario del proyecto

Entidad operacional designada

Registro

Equipo de registro y emisión

2-3 meses

2-3 meses

1-2 meses

Después del primer período de acreditación (7 o 10 años), el propietario del proyecto tiene que pasar por el ciclo del proyecto nuevamente, para obtener ingresos para el próximo período

4 La junta ejecutiva del MDL fue establecida por el artículo 12 del Protocolo de Kioto. Su función principal es supervisar el

MDL y las entidades operacionales que certifican las reducciones de emisiones de proyectos del MDL.

Capítulo 3 51

3.2.1 Nota de Idea del Proyecto (PIN5)

Corresponde al documento base utilizado para desarrollar la información general inicial de

un proyecto de reducción de emisiones de GEI. El PIN es evaluado por las entidades

receptoras en el estándar seleccionado a fin de determinar su potencial elegibilidad dentro

del mercado voluntario y recibir la carta de no objeción por parte de las autoridades

nacionales designadas (el Ministerio de Ambiente para el caso de Colombia). Consiste en

la evaluación de factibilidad de proyecto Ex ante mediante una descripción sintética de los

componentes clave del proyecto MDL.

La elaboración del PIN no es obligatoria, y la conveniencia de realizarlo radica en que el

proponente recibe comentarios respecto de la viabilidad y factibilidad del proyecto en el

marco del estándar seleccionado, así como de su potencial interés comercial. El PIN es

entonces una manera útil de obtener información del mercado de carbono antes de

involucrarse en el desarrollo del proyecto [22], [23].

En términos generales, un PIN suele contener la siguiente información: Tipo y tamaño del

proyecto, Estándar seleccionado, Ubicación del proyecto, Cantidad anual y total estimada

de reducción de emisiones de GEI, Período de acreditación, Precio sugerido para la

venta/comercialización de los créditos a obtenerse, Estructura de financiamiento,

indicando qué partes se espera financiarán el proyecto, y Efectos y beneficios

socioeconómicos y ambientales.

3.2.2 Documento de Diseño del Proyecto (PDD6)

Hace referencia al documento clave en la validación y el registro de un proyecto en el

Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL). Su propósito es presentar una información

detallada del proyecto (localización, metodología de línea de base y monitoreo, sector,

descripción de la tecnología a emplear, entre otros) para revisión por parte de las entidades

responsables de hacer la validación del registro.

5 Siglas de Project Idea Note 6 Siglas Project Design Document



Este es un documento oficial y obligatorio para la elaboración de un proyecto MDL, y su

contenido es revisado por la DOE, la Junta Ejecutiva de la UNFCCC, las DNA de los países

involucrados y stakeholders locales. El PDD, en conjunto con el reporte de validación y la

carta de aprobación de la DNA, son la base para el registro del proyecto conforme a los

requisitos del MDL. Contiene la siguiente información:

Descripción del proyecto y su alcance: Ubicación exacta del proyecto, descripción

de la tecnología empleada, proponente y una descripción de la forma en que el

proyecto contribuye a la reducción de las emisiones de GEI y promueve el desarrollo

sustentable.

Aplicación de la metodología de línea de base y demostración de la

adicionalidad: Las metodologías incluyen condiciones de aplicabilidad que debe

cumplir el proyecto para poder utilizarlas. Estas proveen guías y procedimientos sobre

como probar la adición del proyecto, determinar el escenario de línea de base y calcular

la reducción de emisiones.

Plan de monitoreo: Describe cómo medirán y archivarán todos los parámetros

necesarios para estimar la reducción de emisiones.

Cálculo de la reducción de emisiones de GEI: Se estiman de acuerdo con fórmulas

predefinidas incluidas en la metodología correspondiente.

Período de acreditación: Es el período durante el cual se contabiliza la reducción de

emisiones. Para proyectos de reducción de emisiones puede ser un período de

acreditación fijo de diez años o un período de siete años, renovable luego en dos

ocasiones (resultando un total de 21 años).

Impacto ambiental: El PDD deberá incluir información sobre el impacto ambiental del

proyecto.

Comentarios de stakeholders a partir de consultas públicas: El PDD deberá

también incluir el reporte de la consulta a las partes interesadas, organizada por los

participantes de proyecto. El reporte deberá presentar todos los comentarios recibidos

durante las consultas públicas y una descripción de cómo estos comentarios han sido

tomados en cuenta en el diseño de la actividad de proyecto.

Capítulo 3 53

3.2.3 Aprobación Nacional

Los proyectos para calificar como MDL deben contar con la aprobación del país anfitrión.

País anfitrión se entiende como el país en donde se desarrollara el proyecto MDL. La

responsabilidad del país anfitrión es de confirmar si el proyecto propuesto contribuye al

desarrollo sostenible del país. Se obtiene mediante la Carta de Aprobación (Letter of

Approval, LoA). Es emitida por la DNA, que en el caso de Colombia es el Ministerio de

Ambiente, y constituye la constatación de la autorización y aprobación del país anfitrión

con respecto a la contribución que hace el proyecto al desarrollo sostenible del país. El

procedimiento de aprobación queda detallado en las resoluciones 0453 y 0454 de 2004, y

las resoluciones 2733 y 2734 de 2010 del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible

[55].

3.2.4 Validación

Una vez finalizado el PDD, contando el proyecto con la opinión favorable local y la

aprobación del país anfitrión, se empieza el proceso de validación del proyecto propuesto.

La validación es un proceso de evaluación independiente en la que DOE constata que el

proyecto se ajusta en un todo a los requisitos que establece el MDL y a las decisiones y

normas de la Junta Ejecutiva de la UNFCCC. Para ello analiza el PDD y hace visitas al

sitio en donde se desarrollará el proyecto MDL para asegurarse que en su ejecución se

habrá de cumplir con los requisitos exigidos, y que todo lo especificado en el PDD se

encuentre debidamente sustentado por la documentación de soporte.

3.2.5 Registro

El proyecto para ser registrado como MDL por la Junta Ejecutiva MDL, debe contar primero

con la validación de una entidad operacional. El proceso de registro por la Junta Ejecutiva

del MDL es terminado en un plazo máximo de 8 semanas a menos que una revisión sea

solicitada.



3.2.6 Monitoreo y verificación

Corresponde a la vigilancia sistemática del desempeño del proyecto mediante la medición

y registro de los indicadores clave del proyecto, en particular los que contribuyen a

determinar la reducción de marco de análisis del Mecanismo de Desarrollo Limpio y las

oportunidades del mercado del carbono, en cuanto a las emisiones que el proyecto

produce. La verificación está a cargo de la DOE y consiste en la evaluación periódica e

independiente de las reducciones de las emisiones de GEI que se hayan producido como

resultado de la actividad de Proyecto MDL. Una vez verificado que la reducción de

emisiones se hubiere producido, la DOE certifica ante la Junta Ejecutiva esa reducción.

3.2.7 Expedición de certificados de reducción de emisiones (CER)

En esta etapa se concreta la creación de estos certificados, luego de que la DOE verifique

que efectivamente han tenido lugar las reducciones de emisiones previamente

monitoreadas por los proponentes del proyecto como resultado de las actividades del

mismo. Los CER son expedidos por la administración del registro del MDL por orden de la

Junta Ejecutiva del MDL.

3.2.8 Comercialización de los CER

Los CER son el resultado intercambiable de los proyectos de MDL realizados bajo los

lineamientos del Protocolo de Kioto. Cada CER equivale a una tonelada de CO2

equivalente reducida y su valor depende de las condiciones de mercado, del tipo de

proyecto desarrollado y del momento en el ciclo del proyecto que se comercializan.

3.2.9 Costos de transacción

La tabla 4-1 muestra con un mínimo estimado de los costos de transacción para la

validación y certificación de un proyecto MDL está alrededor de los US$70.000. Sin

embargo, para un proyecto MDL a pequeña escala el costo podría reducirse a US$23.000

[17], [18], [24].

Actualmente, la Junta Ejecutiva MDL de la UNFCCC (EB) viene trabajando en la reducción

de los costos de transacción, en la validación y verificación de los proyectos presentados

para la venta de CERs [7].

Capítulo 3 55

Tabla 3-5: Costos para la validación y verificación de un proyecto MDL [18].

Etapa del Ciclo MDL Costos estimados (US$)

Preparación y elaboración del documento 2.000 – 8.000

Estudio de la Línea Base 18.000 – 23.000

Plan de Monitoreo 7.000 – 15.000

Validación 15.000 – 30.000

Disposiciones contractuales y legales 23.000 – 38.000

Verificación 7.000 cada auditoría

Registro 5.000 – 30.000

Negociación acuerdos de compra 30.000 – 50.000

Eco Securities, probablemente la empresa consultora más importante en MDL en el

mundo, estima costos de transacción en alrededor de US$90.000 en base a tarifas de

mercado de consultores especializados en MDL. Sin embargo, es común que los costos

de transacción, sean asumidos por los fondos de carbono o los intermediarios y luego sean

cobrados con parte de la venta de los CERs [24], [25].

3.3 Metodología ACM0002 y su aplicación en proyectos hidroeléctricos

La forma en que se determinan las líneas que configuran los escenarios con y sin proyecto

dependerá del tipo de proyecto propuesto. La metodología ACM0002: “Metodología

Consolidada para la Generación de Electricidad de Fuentes Renovables Conectadas a la

Red7” estima la reducción de emisiones atribuible a proyectos que generan energía

eléctrica a partir de fuentes renovables, entre ellas, el agua. La pregunta esencial que

intenta responder esta metodología es ¿cómo afecta la entrada de una fuente de energía

renovable a un sistema interconectado? Si bien no existe una forma exacta de determinar

este impacto, la metodología utiliza como aproximación la influencia de este tipo de

centrales en el orden de despacho de los sistemas interconectados. Concretamente, la

ACM0002 define la línea de base como “la electricidad que en ausencia del proyecto

propuesto, sería provista por las plantas actualmente conectadas a la red o por la adición

7 Siglas “Consolidated methodology for grid-connected electricity generation from renewable sources”. UNFCCC.



a esta última de otras nuevas” [56]. La idea detrás de esta definición es simple: las fuentes

renovables de energía suelen tener un costo marginal menor que las de las centrales

térmicas (que dependen de combustibles más costosos), razón por la cual las primeras

tenderán a relegar a las segundas a posiciones de menor prioridad en el orden de mérito

del despacho [24], [30]. De este modo, el incorporar una central que genere 1.000 MWh

de energía a partir de fuentes renovables (en general, de bajo costo marginal), tenderá a

desplazar 1.000 MWh que se hubieran generado utilizando plantas que operan a gas,

bunker, o diesel. La metodología ACM0002 se construye a partir de esta simplificación,

observando el consumo de combustibles fósiles precisamente de las plantas de mayor

costo marginal. Según el tipo de combustible fósil consumido se tendrá una cantidad mayor

o menor de emisiones de CO2. Siguiendo este criterio, la metodología permite calcular el

factor de emisiones (EF) de la red eléctrica, esto es, cuántas tCO2 se emiten, en promedio,

por cada MWh de energía generado [56].

3.3.1 Metodología para la Línea Base

La metodología consolidada establece que la línea base de una actividad de generación

con fuentes renovables parte del cálculo de dos variables necesarias para estimar las

reducciones de emisiones del proyecto. Estas dos variables son el factor de emisión del

margen de operación (EFOM,y) y el factor de emisión del margen de construcción

(EFBM,y). El margen de operación representa el efecto de una actividad del MDL sobre el

despacho y suministro de energía de las plantas conectadas al sistema eléctrico nacional

donde opera la actividad. El margen de construcción caracteriza el efecto de la actividad

del MDL sobre las adiciones de capacidad de generación al sistema donde opera la

actividad. A partir de un promedio ponderado de estos dos márgenes se obtiene el factor

de emisión de la línea base (EFy) [56], [57].

La metodología consolidada provee cuatro opciones para el cálculo del factor de emisión

del margen de operación (EFOM,y) [58]:

Opción A. Margen de operación simple (Simple OM)

Opción B. Margen de operación simple ajustado (Simple Adjusted OM)

Opción C. Margen de operación con análisis de datos del despacho (Dispatch Data

Analysis OM)

Capítulo 3 57

Opción D. Margen de operación promedio (Average OM)

La metodología establece además, que el método que se seleccione en primera instancia

debe ser el C; es decir, el margen de operación con análisis de datos de despacho [56].

Las otras tres opciones pueden elegirse por los proponentes del proyecto, solamente tras

haber justificado la imposibilidad o inconveniencia de este método. La opción A sólo puede

utilizarse en sistemas eléctricos en los cuales la generación hidroeléctrica represente

menos del 50% de la energía generada [58].

Dado que se dispone de la información horaria sobre ofertas y generación mediante la

consulta al sistema de información NEON del Centro Nacional de Despacho, en Colombia

es obligatorio emplear la opción C: “Dispatch Data Analysis OM” [58].

La metodología define también dos alternativas para el cálculo del factor de emisión del

margen de construcción (EFBM,y):

Opción 1. Margen de construcción calculado ex ante y fijo durante el periodo de

acreditación.

Opción 2. Margen de construcción calculado ex post y actualizado anualmente durante

el primer período de acreditación y calculado ex ante y fijo durante los siguientes

periodos de acreditación.

Factor de Emisiones

El factor de emisión (tCO2/MWh) de la red eléctrica a la cual se conecta el proyecto se

calcula de acuerdo con la “herramienta para calcular el factor de emisión de un sistema

eléctrico8”. De acuerdo con la herramienta, el factor de emisión de la red corresponde a la

ponderación de dos factores: (i) el margen de Operación que es un factor de emisión que

refleja el efecto del proyecto del MDL sobre el grupo de plantas existentes cuya generación

eléctrica sería afectada; y, (ii) el margen de Construcción que es un factor de emisión que

8 Siglas de “Tool to Calculate the Emissions Factor for an Electricity Sistem” versión 2, disponible en

http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-07-v2.pdf



representa el efecto del proyecto del MDL sobre la construcción y entrada en operación de

nuevas centrales de generación.

La metodología enunciada en este documento muestra varias actividades que se pueden

organizar como se describe a continuación:

Paso 1. Identificar el sistema eléctrico relevante.

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

red (opcional).

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

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

seleccionado.

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

margen de construcción.

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

Paso 7. Calcular el factor del margen combinado.

3.4 Compendio del marco regulatorio nacional Colombiano

Colombia aprobó la UNFCCC mediante la Ley 164 de 1994 con el ánimo de buscar

alternativas que le permitieran adelantar acciones para abordar la problemática del cambio

climático. La ratificación de este instrumento implica el cumplimiento por parte de Colombia

de los compromisos adquiridos, de acuerdo con principio de responsabilidades comunes

pero diferenciadas y en consideración al carácter específico de sus prioridades nacionales

de desarrollo. En el año 2000, Colombia aprueba el Protocolo de Kioto mediante la Ley

629 de 2000, y en ese mismo año el Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo

Territorial (Ministerio de Ambiente) coordinó la elaboración de un Estudio de Estrategia

Nacional para la implementación de los MDL en Colombia, el cual tuvo por objetivos

evaluar el potencial de Colombia frente al nuevo mercado, identificar las restricciones y

limitaciones, y desarrollar estrategias para superarlas, así como para promover los

beneficios potenciales para el país [55].

Capítulo 3 59

Posteriormente en el año 2002, el Ministerio del Medio Ambiente y el Departamento

Nacional de Planeación, elaboraron los “Lineamientos de Política de Cambio Climático”,

los cuales esbozaban las principales estrategias para la mitigación y adaptación al

fenómeno en el marco de la UNFCCC, del Protocolo de Kioto y de la Primera Comunicación

Nacional sobre Cambio Climático que emitió el IDEAM en el año 2001 [1]. En este mismo

año es creada la Oficina Colombiana para la Mitigación del Cambio Climático, designada

para ser el ente promotor e impulsador de todos los proyectos MDL que surgieran en

Colombia, favoreciendo la consolidación de proyectos competitivos y eficientemente

económicos que pudieran ser transados en el mercado mundial de la reducción de

emisiones CO2.

Adicionalmente en el año 2003, se lanza el CONPES 3242 “Estrategia Nacional para la

venta de servicios ambientales de mitigación de cambio climático”, el cual generó los

lineamientos esenciales para la introducción de los proyectos MDL dentro de las medidas

de mitigación en el contexto nacional [28].

En el año 2004 se expiden las resoluciones 0453 y 0454. La primera tiene por objetivo el

designar al Ministerio de Ambiente como la autoridad nacional MDL (Nota consular

DM/VAM/CAA 19335 del Ministerio de Relaciones Exteriores, dirigida a la UNFCCC), y

adoptar principios, requisitos y criterios, además de establecer el procedimiento para la

probación nacional de proyectos de reducción de emisiones de gases de efecto

invernadero que optan al MDL. La segunda tiene por objetivo regular el funcionamiento del

Comité Técnico Intersectorial de Mitigación del Cambio Climático del Consejo Nacional

Ambiental. Entre las funciones asignadas al Consejo Nacional Ambiental, se encuentra la

de designar comités técnicos intersectoriales en los que participen funcionarios de nivel

técnico de las entidades que correspondan, para adelantar tareas de coordinación y

seguimiento [28].

Estos procedimientos se complementan con las resoluciones 2733 y 2734 del 29 de

diciembre de 2010, donde se adoptan los requisitos y evidencias de contribución al

desarrollo sostenible del país, se establece el procedimiento para la aprobación nacional

de programas de actividades (POA, por sus siglas en inglés) bajo el MDL, y se reglamenta

la autorización de las entidades coordinadoras [28].



En general, el marco regulatorio de cada país que hace parte del Protocolo de Kioto como

No Anexo I (países en desarrollo), busca sentar las bases regulatorias del procedimiento

de aprobación nacional de los proyectos MDL y definir las bases de elegibilidad en función

de la contribución de cada proyecto MDL al desarrollo sostenible del país, de acuerdo con

sus prioridades y estrategia de mitigación y adaptación al cambio climático [55].

4. Estudio de Caso: Proyecto Hidroeléctrico del Rio Aures

A continuación se desarrolla la metodología ACM0002 para el proyecto hidroeléctrico del

Rio Aures.

4.1 Descripción general de la actividad del proyecto

Nombre del proyecto

Proyecto Hidroeléctrico del Rio Aures

Descripción de la actividad del proyecto

El proyecto hidroeléctrico del Río Aures, a desarrollarse en los próximos años, se

encuentra localizado al Oriente del departamento de Antioquia, en las inmediaciones de

los municipios de Sonsón y Abejorral, en un caudal de 6 m3/s, a derivarse del río Aures,

para uso energético, en el sector definido por la cota 1846 msnm coordenadas X:

857.992,20, Y: 1129.416,26 para la generación de 19,9 MW con una vigencia de concesión

de 25 años y con un aprovechamiento forestal de 4.161,02 m2 para un volumen comercial

aprovechable que asciende a 2.547,09 m2 [59].

El propósito de este proyecto es generar electricidad adicional para el oriente del

departamento de Antioquia y contribuir al desarrollo sostenible de la región y del país,

reduciendo las emisiones de CO2; esta afirmación se ve reflejada en lo siguiente:

1. Esta iniciativa va acorde a una nueva tendencia de fomentar la construcción de

pequeñas centrales hidroeléctricas en el país. Estas plantas contribuyen al

desarrollo sostenible con pocos recursos en diferentes lugares del país.

2. Las plantas de este tipo contribuyen en la reducción de partículas contaminantes

en el país, contrario a lo que ocurre con las plantas termoeléctricas.



3. Se puede desarrollar un gran conocimiento y experiencia a nivel nacional en la

construcción de este tipo de proyectos, en cuanto al desarrollo de capacidades

institucionales nacionales enfocadas a la consolidación de ventajas competitivas

para participar en el mercado internacional de carbono.

4. La comunidad cercana al proyecto puede obtener beneficios adicionales por la

venta de servicios ambientales generados por el proyecto.

La actividad del proyecto reduce las emisiones de CO2 en la generación de electricidad

mediante el uso de fuentes de energías renovables. La actividad del proyecto sirve para

desplazar el combustible que queman las plantas fósiles (una combinación de carbón y

gas plantas de energía basadas en el Sistema Interconectado Nacional de Colombia) con

la energía limpia proporcionada por hidroelectricidad. La inclusión del proyecto en el

Sistema Interconectado redistribuye el envío de todas las plantas de energía que da lugar

a una generación de electricidad más eficiente de todo el sistema.

El proyecto apoyará un programa social que incluye: a) La mejora de la salud, el acceso a

los servicios de agua, saneamiento y salud potable, b) la mejora de aquellas

infraestructuras c) el acceso a la educación; d) Las actividades de comunicación de apoyo

al desarrollo rural, e) Fortalecimiento comunitario y producción sostenible, y e) la

conservación de cuencas.

4.2 Aplicación de la metodología para el cálculo de la línea base

Para determinar la línea base del proyecto se sigue el procedimiento establecido en la guía

del UNFCCC [56].

4.2.1 Título y referencia de la metodología aprobada para la línea base y el monitoreo aplicado a la actividad del proyecto

De acuerdo a la matriz energética de Colombia, el tipo de datos disponibles, y de la propia

actividad del MDL, el proyecto propuesto se desarrolló utilizando la metodología de línea

de base ACM0002/versión 13.0.0 “Metodología Consolidada para la Generación de

Electricidad de Fuentes Renovables Conectadas a la Red” [56].

Capítulo 4 63

4.2.2 Justificación de la metodología seleccionada y por qué es aplicable a la actividad del proyecto

Debido a la actividad del proyecto, la metodología ACM0002 versión 13.0.0 es aplicable

debido a las siguientes razones: i) El proyecto propuesto es de generación eléctrica que

utiliza fuente de energía renovable y que suministra la electricidad generada a una red

eléctrica. ii) El proyecto no implica el cambio de combustibles fósiles por energía renovable

en el sitio de la actividad del proyecto. iii) Los límites geográficos y el sistema de la red

eléctrica del Sistema Interconectado Colombiano pueden ser claramente identificados y la

información sobre las características de la red está disponible [60], [61].

4.2.3 Descripción de las fuentes y gases incluidos en los límites del proyecto

Como se menciona en ACM0002 - versión 13.0.0, los límites del proyecto deben ser

evaluados en términos de las fuentes de emisión y la extensión espacial. La tabla 4-1

muestra los gases efecto invernaderos incluidos en el proyecto.

Tabla 4-1: Descripción de las fuentes y gases incluidas en los límites del proyecto [43]. Fuente Gas Inclusión Justificación

Lín

ea B

ase

Emisiones de CO2 procedentes de la generación de electricidad con combustibles fósiles que son desplazadas debido a la actividad del proyecto.

CO2 SI Fuente principal de emisión. Las unidades térmicas en la red de generación producen emisiones de gases de efecto invernadero que se evitan cuando la actividad del proyecto entra en la red al reemplazar las unidades térmicas.

CH4 NO Fuente de mínima emisión

N2O NO Fuente de mínima emisión

Activid

ad d

el

Pro

yecto

Para las plantas hidroeléctricas, incluyendo

las plantas de toma de ríos sin embalse, no se

consideran las emisiones de CH4.

CO2 NO Fuente de mínima emisión

CH4 NO Sin embalse

N2O NO Fuente de mínima emisión

Debido a que el proyecto es una central hidroeléctrica la metodología determina que el

proyecto presenta “cero” emisiones de CO2 [18], [56].



4.2.4 Descripción de cómo se identifica el escenario de la línea base y su descripción

El sistema Interconectado de Colombia es un sistema de electricidad hidro-térmico,

dominado por las centrales hidroeléctricas (64%) y en menor proporción por plantas

térmicas (30,8%) y otras fuentes (5,2%)9.

La línea base para el proyecto hidroeléctrico del Rio Aures se define por la electricidad

despachada a la red por el proyecto que hubiera sido generada por la operación de plantas

conectadas a la red y por la adición de nuevas fuentes de generación, como se refleja en

los cálculos del margen combinado (CM).

Por lo tanto, el escenario de la línea base es uno en donde la electricidad que podría ser

suministrada por el proyecto a la red, tendría que ser generado por otras plantas

actualmente conectadas a la red nacional y por la adición de nuevas plantas al sistema,

sobre la base de diferentes tipos de combustibles. Así que, la generación de la red

interconectada nacional presenta resultados de emisiones de CO2 más bajos de las que

se producirían sin la implementación del proyecto.

Para este tipo de iniciativas con uso de energías renovables, no se considera la emisión

de CO2 durante la etapa de operación del proyecto [56]. Sin embargo, diversos autores [8],

[9], [11]–[14], [16], [62] han demostrado que las emisiones generadas en el ciclo del

proyecto, en particular en las actividades de implementación del proyecto (construcción,

manejo de combustibles, inundación de terrenos) son considerables.

4.2.5 Cálculo de las reducciones de emisiones Ex –ante

Las emisiones del escenario de línea base corresponden a las emisiones de CO2

asociadas al consumo de combustibles fósiles que hubiera sido utilizado por las centrales

de generación de energía que son desplazadas por el proyecto MDL.

9 Datos tomados de XM, en términos de la generación de energía en Colombia durante el año 2012.Disponible en

http://www.xm.com.co/Pages/DescripciondelSistemaElectricoColombiano.aspx

Capítulo 4 65

Las emisiones de la línea de base se calculan como el producto del factor de emisión

(tCO2/MWh) de la red y la energía neta despachada por la actividad de proyecto.

𝑩𝑬𝒚 = 𝑬𝑮𝑷𝑱,𝒚 × 𝑬𝑭𝒈𝒓𝒊𝒅,𝑪𝑴,𝒚 (4.1)

Donde:

𝐵𝐸𝑦 = Emisiones de la línea base en el año y (t CO2/yr)

𝐸𝐺𝑃𝐽,𝑦 = Cantidad neta de generación de electricidad que se produce y se

transmite a la red como resultado de la implementación de la

actividad de proyecto MDL en el año y (MWh/yr)

𝐸𝐹𝑔𝑟𝑖𝑑,𝐶𝑀,𝑦 = Factor de emision de la red, calculado como el promedio ponderado

del factor de emisión del Margen de Operación (𝐸𝐹𝑂𝑀,𝑦) y el factor de

emisión del Margen de Construcción (𝐸𝐹𝐵𝑀,𝑦), (t CO2/MWh)

𝑬𝑭𝒈𝒓𝒊𝒅,𝑪𝑴,𝒚 = 𝒘𝑶𝑴 × 𝑬𝑭𝑶𝑴,𝒚 + 𝒘𝑩𝑴 × 𝑬𝑭𝑩𝑴,𝒚 (4.2)

Los pesos relativos 𝑤𝑂𝑀 y 𝑤𝐵𝑀 se asumen con un valor de 0.5 de acuerdo con el valor

predeterminado que proporciona la metodología [56].

4.2.5.1. Cálculo del Factor de Emisión

Siguiendo el procedimiento descrito en la sección 3.3.3 para el cálculo del factor de CO2

del margen combinado para la generación de energía conectada a la red, se tiene lo

siguiente:

Paso 1. Identificación del sistema eléctrico relevante.

Se utiliza el Sistema Interconectado Nacional.

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

red (opcional).



Se decide incluir sólo plantas de energía en el sistema eléctrico del proyecto y por lo tanto

se ha elegido la opción 1.

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

El cálculo del factor de emisión del margen de operación está basado en el método OM

Simple Ajustado. Los datos seleccionados para este cálculo corresponden a un promedio

de los últimos tres años de generación, con base en los datos más recientes disponibles.

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

seleccionado.

El factor de emisión OM Simple Ajustado se calcula como la emisión de CO2 por unidad

de generación de electricidad neta (tCO2/MWh) de una combinación de plantas low-

cost/must-run (este término es ampliamente utilizado en la literatura y se refiere a plantas

de bajo costo que deberían entrar al sistema) potencia (k) y otras plantas de energía (m),

como se muestra continuación:

𝑬𝑭𝑶𝑴−𝑨𝒅𝒋,𝒚 = (𝟏 − ℷ𝒚)∑ 𝑬𝑮𝒎,𝒚 ∗ 𝑬𝑭𝑬𝑳,𝒎,𝒚𝒎

∑ 𝑬𝑮𝒎,𝒚𝒎+ ℷ𝒚

∑ 𝑬𝑮𝒌,𝒚 ∗ 𝑬𝑭𝑬𝑳,𝒌,𝒚𝒌

∑ 𝑬𝑮𝒌,𝒚𝒌

(4.3)

Donde:

𝑬𝑭𝑶𝑴−𝑨𝒅𝒋,𝒚 = Factor de emisión del margen de operación simple ajustado en el año y (t CO2/MWh)

ℷ𝒚 = Factor que expresa el porcentaje de veces en que las unidades de

potencia low-cost/must-run se encuentran en el margen en el año y

𝐸𝐺𝑚,𝑦 = Cantidad neta de electricidad generada y entregada a la red por la

unidad m en el año y (MWh)

𝐸𝐺𝑘,𝑦 =

Cantidad neta de electricidad generada y entregada a la red por la

unidad k en el año y (MWh)

𝑬𝑭𝑬𝑳,𝒎,𝒚 = Factor de emisión de CO2 por unidad de potencia m en el año y (t CO2/MWh)

𝑬𝑭𝑬𝑳,𝒌,𝒚 =

Factor de emisión de CO2 por unidad de potencia k en el año y

(t CO2/MWh)

Capítulo 4 67

𝑚 =

Todas las unidades conectadas a la red excepto las unidades de

potencia low-cost/must-run

𝑘 =

Todas las unidades de potencia low-cost/must-run conectadas en el

año y

El parámetro ℷ𝒚 se define de la siguiente manera:

ℷ𝒚 =𝒉𝒐𝒓𝒂𝒔 𝒑𝒍𝒂𝒏𝒕𝒂𝒔 𝒍𝒐𝒘 − 𝒄𝒐𝒔𝒕/ 𝒎𝒖𝒔𝒕 − 𝒓𝒖𝒏 𝒆𝒏 𝒎𝒂𝒓𝒈𝒆𝒏 𝒆𝒏 𝒂ñ𝒐 𝒚

𝟖𝟕𝟔𝟎 𝒉𝒐𝒓𝒂𝒔 𝒑𝒐𝒓 𝒂ñ𝒐

(4.4)

Para calcular el valor de lambda se debe realizar el siguiente procedimiento [56]:

Paso 1. Recoger datos de carga cronológicos para cada hora del año y, y ordenar los datos

de carga desde el más alto nivel hasta el más bajo y trazarlos en una curva en orden

descendente.

Paso 2. Calcular la generación total anual (kWh) de plantas de energía / unidades low-

cost/must-run.

Paso 3. Trazar una línea horizontal a través de la curva de duración de carga tal que el

área bajo la curva sea igual a la producción total (en kWh) de las unidades low-cost/must-

run.

Paso 4. Determinar el número de horas que las fuentes low-cost/must-run están en el

margen en el año y.

Las figuras 4-1 a 4-3 muestran los resultados obtenidos para el cálculo del parámetro

lambda.



Figura 4-1: Cálculo de lambda para el año 2008.


0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

7.000.000

8.000.000

9.000.000

10.000.000

13

04

60

79

10

12

13

15

16

18

19

21

22

24

25

27

28

30

31

33

34

36

37

39

40

42

43

45

46

48

49

51

52

54

55

57

58

60

61

63

64

66

67

69

70

72

73

75

76

78

79

81

82

84

85

kWh

Horas de operaciónCurva de generación 2008 Area Low Cost/Must run

0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

7.000.000

8.000.000

9.000.000

10.000.000

12

93

58

58

77

11

69

14

61

17

53

20

45

23

37

26

29

29

21

32

13

35

05

37

97

40

89

43

81

46

73

49

65

52

57

55

49

58

41

61

33

64

25

67

17

70

09

73

01

75

93

78

85

81

77

84

69

kWh

Horas de operación

Curva de generación 2009 Area Low Cost/Must run

Lambda 2008: 0,3113

Lambda 2009: 0,0451

Capítulo 4 69


Para calcular los factores de emisión de CO2 𝑬𝑭𝑬𝑳,𝒎,𝒚 y 𝑬𝑭𝑬𝑳,𝒌,𝒚 se aplica la siguiente

ecuación:

𝑬𝑭𝑬𝑳,𝒎,𝒚 = 𝑬𝑭𝑪𝑶𝟐,𝒊,𝒎,𝒚 ∗ 𝜼𝒎,𝒚 ∗ 𝑪𝑶𝑵𝑽 (4.5)

Donde:

𝑬𝑭𝑪𝑶𝟐,𝒊,𝒎,𝒚 = Factor de emisión de CO2 del tipo de combustible i usado por la planta m en el año y (t CO2/TJ)

𝜼𝒎,𝒚 = Eficiencia del combustible de la planta m en el año y (MBTU/MWh)

𝐶𝑂𝑁𝑉 = Factor de conversión 1 MBTU = 0.001055056 TJ

𝑖 = Tipo de combustible usado por la planta m

El conjunto de los factores de emisión de la unidad de potencia n calculado ex-ante se

deberá revisar al inicio del próximo período de acreditación basado en los datos oficiales y

la disposición del público.

0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

7.000.000

8.000.000

9.000.000

10.000.000

12

93

58

58

77

11

69

14

61

17

53

20

45

23

37

26

29

29

21

32

13

35

05

37

97

40

89

43

81

46

73

49

65

52

57

55

49

58

41

61

33

64

25

67

17

70

09

73

01

75

93

78

85

81

77

84

69

kWh

Horas de operaciónCurva de generación 2010 Area Low Cost/Must run

Lambda 2010: 0,0203



La tabla 4-2 muestra los valores del factor de emisión para cada tipo de combustible

utilizado en las centrales térmicas, según lo establecido por la metodología, para el cálculo

de los factores de emisión de CO2.

Tabla 4-2: Factores de emisión por fuente de combustible [51]. Tipo de planta Combustible IPCC 2006

Fuel EF (kgCO2/TJ)

TJ/MBTU tCO2/ MBTU

Factor de oxidación IPCC 2006

EF combustib

le tCO2/MBT

U

Hidroeléctrica - - - - - 0

Planta térmica a gas

Natural gas 54.300 0,0010545 0,057259 1 0,05726

Planta térmica a carbón

Carbón Bituminoso

89.500 0,0010545 0,094378 1 0,09438

Planta térmica a carbón

Carbón Sub-Bituminoso

92.800 0,0010545 0,097858 1 0,09786

En la tabla 4-3 se presentan los resultados obtenidos a partir de la ecuación (5.5), para el

cálculo de los factores de emisión de CO2 por unidad de potencia.

Tabla 4-3: Factores de emisión por fuente de combustible [51].

Variable 2008 2009 2010

Generación Low cost/Must run (kWh) 45.984.245.807 40.677.087.860 40.503.285.282

Emisiones Low cost/Must run (tCO2) 16.355 33.180 73.224

OM Low cost/Must run (tCO2/MWh) 0,0003557 0,0008157 0,0018078

Generación No Low cost/Must run (kWh)

8.128.306.238 14.964.392.812 16.068.818.044

Emisiones No Low cost/Must run (tCO2) 5.326.893 10.951.971 10.338.353

OM No Low cost/Must run 0,6553509 0,7318687 0,6433798

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

margen de construcción.

La muestra de las plantas de generación m usadas para calcular el margen de construcción

corresponden al conjunto de las adiciones de capacidad en el sistema eléctrico que

comprende el 20% de la generación (en MWh) y que han sido construidas recientemente

[41], [63].

La tabla 4-4 muestra el análisis del 20% de la generación del año 2010 ordenando las

plantas de generación de acuerdo con la fecha de entrada comercial.

Capítulo 4 71

Tabla 4-4: Análisis del 20% de la generación anual en Colombia año 2010 [52]. Información General Generación 2010

Fecha Nombre del proyecto kWh Anual kWh Acumulado

%

01/08/2010 SANTA RITA 1.689.894 1.953.883 0,0%

01/08/2010 LOS CURRUCUCUES 285.832 2.239.715 0,0%

17/08/2010 COGENERADOR MAYAGUEZ 61.608.984 63.848.699 0,1%

01/05/2010 PLANTA MENOR SAN ANTONIO 82.051.141 145.899.840 0,3%

30/06/2010 GUANAQUITAS 41.560.444 187.460.284 0,3%

01/01/2010 COGENERADOR INGENIO PICHICHI 4.198.849 191.659.133 0,3%

22/12/2009 COGENERADOR INGENIO LA CARMELITA 835.424 192.494.558 0,3%

03/09/2009 COCONUCO 19.667.341 212.161.899 0,4%

01/06/2009 COGENERADOR INGENIO PROVIDENCIA 97.077.823 309.239.722 0,5%

19/04/2009 COGENERADOR PAPELES NACIONALES SA

2.625.224 311.864.946 0,5%

05/02/2009 PLANTA MENOR INZA 3.923.590 315.788.536 0,6%

09/10/2007 TERMOGUAJIRA 1 607.974.960 923.763.496 1,6%

03/10/2007 TERMOGUAJIRA 2 548.943.060 1.472.706.556 2,6%

19/08/2007 MENOR REMEDIOS 2.646.348 1.475.352.904 2,6%

19/08/2007 CIMARRON 94.860.980 1.570.213.884 2,8%

19/08/2007 MORRO 2 62.925.147 1.633.139.030 2,9%

05/08/2007 MENOR AMALFI 3.668.921 1.636.807.951 2,9%

30/07/2007 MENOR URRAO 5.380.347 1.642.188.298 2,9%

23/05/2007 MORRO 1 171.559.829 1.813.748.127 3,2%

30/01/2007 MENOR SAN JOSE DE LA MONTAÑA 1.937.344 1.815.685.471 3,2%

01/01/2007 CALDERAS 90.350.408 1.906.035.879 3,3%

01/09/2006 COGEN. COLTEJER 12.837.840 1.918.873.719 3,4%

01/03/2006 DOLORES 53.427.631 1.972.301.350 3,5%

23/12/2005 FLORIDA 80.031.380 2.052.332.730 3,6%

11/03/2005 TERMOYOPAL 1 148.678.179 2.201.010.909 3,9%

01/01/2005 LA JUNCA 129.318.172 2.330.329.081 4,1%

01/11/2004 MIROLINDO 15.602.807 2.345.931.888 4,1%

01/09/2004 CEMENTOS DEL NARE 38.684.986 2.384.616.874 4,2%

16/08/2004 MERILECTRICA 20.266.440 2.404.883.314 4,2%

15/08/2004 COGEN. ING CENTRAL CASTILLA 2.414.333 2.407.297.648 4,2%

08/08/2004 COGEN. ING RIO PAILA 7.295.843 2.414.593.491 4,2%

29/07/2004 TERMOYOPAL 2 221.519.944 2.636.113.434 4,6%

01/06/2004 OVEJAS 4.853.596 2.640.967.030 4,6%

10/04/2004 TEQUENDAMA 116.375.367 2.757.342.397 4,8%

01/02/2004 MENOR VENTANA 1 11.581.080 2.768.923.477 4,9%

01/02/2004 MENOR VENTANA 2 14.341.251 2.783.264.728 4,9%

06/12/2003 EL LIMONAR 96.222.240 2.879.486.968 5,1%

16/11/2003 SAN JOSÉ 2.259.953 2.881.746.921 5,1%

22/08/2003 CHARQUITO 93.059.668 2.974.806.589 5,2%

15/08/2003 COGEN. INGENIO RISARALDA 6.118.713 2.980.925.302 5,2%

01/12/2002 MIEL I 1.720.075.424 4.701.000.726 8,3%

01/06/2002 SONSÓN II 45.352.417 4.746.353.143 8,3%

03/05/2002 CHIVOR 1 413.146.820 5.159.499.963 9,1%

03/05/2002 CHIVOR 2 413.146.820 5.572.646.782 9,8%

01/03/2002 COGEN. ING TUMACO 765.132 5.573.411.914 9,8%

01/09/2001 PUENTE GUILLERMO 2.415.715 5.575.827.629 9,8%

29/06/2001 PORCE II 2.002.715.217 7.578.542.846 13,3%



Información General Generación 2010

Fecha Nombre del proyecto kWh Anual kWh Acumulado

%

27/01/2001 TERMOSIERRA 1 1.020.938.160 8.599.481.006 15,1%

05/01/2001 CHIVOR 8 413.146.820 9.012.627.826 15,8%

04/01/2001 CHIVOR 7 413.146.820 9.425.774.645 16,6%

30/11/2000 TERMOCENTRO CC 485.590.723 9.911.365.368 17,4%

13/07/2000 TERMOCANDELARIA 2 354.993.000 10.266.358.368 18,0%

16/06/2000 URRÁ 1.482.193.090 11.748.551.458 20,6%

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

El factor de emisión del margen de construcción es el factor de generación promedio

ponderado de emisiones (tCO2/MWh) de todas las unidades de potencia m durante el

último año y del que hay datos disponibles de generación de energía, calculado

de la siguiente manera:

𝑬𝑭𝑩𝑴,𝒚 =∑ 𝑬𝑮𝒎,𝒚 ∗ 𝑬𝑭𝑬𝑳,𝒎,𝒚𝒎

∑ 𝑬𝑮𝒎,𝒚𝒎

(4.6)

Donde:

𝑬𝑭𝑩𝑴,𝒚 = Factor de emisión del margen de construcción en el año y (t CO2/MWh)

𝐸𝐺𝑚,𝑦 = Cantidad neta de electricidad generada y entregada a la red por la

unidad m en el año y (MWh)

𝑬𝑭𝑬𝑳,𝒎,𝒚 = Factor de emisión de CO2 por unidad de potencia m en el año y (t CO2/MWh)

𝑚 =

Todas las unidades conectadas a la red excepto las unidades de

potencia low-cost/must-run

Con la muestra de la tabla 5-4 se determinó el factor de emisión del margen de

construcción, obteniendo un resultado para este factor de 0.24422 t CO2/MWh. En la tabla

5-5 se presentan los resultados obtenidos para este cálculo.

Capítulo 4 73

Tabla 4-5: Resultados obtenidos para el cálculo del factor de emisión del margen de construcción (BM).

VARIABLE PARA EL CÁLCULO RESULTADO

Generación total 2010 kWh 56.897.333.441

20 % Generación total 2010 kWh 11.379.466.688

Generación de las últimas 5 Plantas kWh 205.723.335

20% Generación de las últimas 5 Plantas kWh 11.748.551.458

BM 2010 0,244222184

Paso 7. Calcular el factor del margen combinado.

A partir de la ecuación (5.2) se obtienen los resultados del cálculo del factor de emisión

como se presenta a continuación.

Tabla 4-6: Resultados obtenidos para el cálculo del factor del margen combinado. Resultados 2008 2009 2010

OM No Low cost/Must run 0,6554 0,7319 0,6434

OM Low cost/Must run 0,0004 0,0008 0,0018

Lambda 0,3113 0,0451 0,0203

EF OM Simple ajustado; y 0,4514 0,6989 0,6303

Generación [MWh] 54.112.552 55.641.481 56.572.103

EFOM Simple ajustado 10,09,08 [tCO2/MWh] 0,59508

EFBM 10 [tCO2/MWh] 0,24422

EFCM [tCO2/MWh] 0,419650

El valor obtenido para el factor de emisión del margen combinado es 0,4196 tCO2/MWh. A

partir de este dato se pueden estimar la reducción de emisiones del proyecto.

4.2.6 Resumen de la estimación ex-ante de la reducción de emisiones del proyecto

Para un primer período de acreditación de 7 años, con la implementación del proyecto MDL

se obtiene una reducción de emisiones de 385.818 toneladas de CO2 que permitirían

obtener unos ingresos adicionales en el mercado de bonos de carbono, como pago por los

servicios ambientales. A continuación se muestra de manera simplificada los datos

obtenidos de reducciones estimadas para el proyecto hidroeléctrico.



En la tabla 4-7 se presenta las estimaciones que se tienen en la generación de energía del

proyecto hidroeléctrico del Rio Aures.

Tabla 4-7: Cálculo de las emisiones reducidas estimadas para el proyecto hidroeléctrico Rio Aures.

AÑO Capacidad Instalada

(MW))

Generación anual de

electricidad (MWh/y)

Electricidad neta acumulada

exportada a la Red (MWh)

2014 19,9 131.340 131.340

2015 19,9 131.340 262.680

2016 19,9 131.340 394.020

2017 19,9 131.340 525.360

2018 19,9 131.340 656.700

2019 19,9 131.340 788.040

2020 19,9 131.340 919.380

En la tabla 4-8 se presenta el resumen de la estimación de la reducción de emisiones para

el proyecto hidroeléctrico Rio Aures, a partir de los datos obtenidos en el numeral 4.2.5 del

presente capítulo.

Tabla 4-8: Cálculo de las emisiones reducidas estimadas para el proyecto hidroeléctrico Rio Aures.

AÑO Estimación de emisiones línea

base (tCO2e)

Estimación de las emisiones por la

actividad del proyecto (tCO2e)

Estimación de fuga de

emisiones (tCO2e)

Estimación de emisiones

(tCO2e)

2014 55.117 0 0 55.117

2015 55.117 0 0 55.117

2016 55.117 0 0 55.117

2017 55.117 0 0 55.117

2018 55.117 0 0 55.117

2019 55.117 0 0 55.117

2020 55.117 0 0 55.117

Total primer período

acreditación

385.818

0

0

385.818

Capítulo 4 75

4.2.7 Ingresos esperados por venta de bonos

Existe consenso que con la venta de certificados de reducción de emisiones de GEI

incrementa la Tasa Interna de Retorno (TIR) de los proyectos y al mismo tiempo puede

facilitar la financiación del mismo dada la alta calidad del flujo de caja generada por la venta

de los certificados.

En forma simplificada, los ingresos netos de un proyecto MDL por venta de CERs están

dados por la ecuación (4.7).

𝑰 = 𝑽 ∗ 𝑷 − 𝑻 (4.7)

Donde:

𝑽 = Volumen de CER (t CO2)

𝑃 = Precio del mercado (US$/ t CO2)

𝑻 = Costos de transacción

Dadas las características actuales del mercado, cada una de estas variables puede

cambiar de forma importante en el tiempo, debido a factores tanto internos como externos

al proyecto mismo. De manera que cualquier estimación respecto de los ingresos será,

inevitablemente, absolutamente referencial.

Teniendo en cuenta lo anterior, la tabla 4-9 muestra los ingresos que se generarían en el

proyecto hidroeléctrico del Rio Aures a partir de tres escenarios, en función del precio de

venta de la tonelada de CO2: 2.5, 3.5 y 5.0 dólares, según el mercado internacional actual

proporcionado por las compras de CERs del Banco Mundial.

Tabla 4-9: Ingresos proyectados por la venta de CERs del proyecto hidroeléctrico Rio Aures.

Año Escenario de ingresos según precio del CER

USD 3,00 USD 4,50 USD 6,00

2014 $ 165.350,49 $ 248.025,74 $ 330.700,99

2015 $ 165.350,49 $ 248.025,74 $ 330.700,99

2016 $ 165.350,49 $ 248.025,74 $ 330.700,99

2017 $ 165.350,49 $ 248.025,74 $ 330.700,99

2018 $ 165.350,49 $ 248.025,74 $ 330.700,99




USD 3,00 USD 4,50 USD 6,00

2019 $ 165.350,49 $ 248.025,74 $ 330.700,99

2020 $ 165.350,49 $ 248.025,74 $ 330.700,99

TOTAL $ 1.157.453,45 $ 1.736.180,18 $ 2.314.906,90

De acuerdo con estos resultados, para un primer período de acreditación del proyecto se

generarían ingresos por venta de CERs de USD $1.157.453,45 en el peor de los

escenarios.

4.2.8 Evaluación del capital natural del proyecto

Teniendo en cuenta lo presentado en el numeral 2.5 (Impactos de un proyecto

hidroeléctrico), para determinar los costos del capital natural es necesario determinar las

condiciones ambientales de la zona en la cual se llevará a cabo el proyecto, las actividades

propias del mismo y la zonificación que permite identificar las áreas sensibles y de manejo

especial para cada una de los medios (físico, biótico y social).

Para el desarrollo del proyecto hidroeléctrico del Rio Aures es necesario la intervención de

las quebradas La Florida, Los Linderos, La Esperanza, Chorro Hondo y La Ladera y los

paisajes en las veredas Llanadas Abajo, Llanadas Santa Clara, El Salto, Naranjal Abajo,

Naranjal Arriba, Magallo Centro y Argentina del municipio de Sonsón, las veredas Aures

Arriba, Quebradota Arriba, Quebradota Abajo, Carrizales y La Polea en el municipio de

Abejorral.

El proyecto interviene un aprovechamiento forestal único en un volumen total de

4.161,02m3, con utilización de la madera propia de la región para obras civiles de la planta.

En el proceso de construcción se generan emisiones atmosféricas en las dos plantas de

trituración y en las dos plantas de concretos, por lo cual es necesario el monitoreo de la

calidad del aire.

Los impactos ambientales más relevantes del proyecto son: alteración de la dinámica del

agua, alteración del paisaje, alteración de la calidad del agua, alteración de la geoforma,

pérdida de la cobertura vegetal, pérdida y desplazamientos de poblaciones de fauna,

alteración de las comunidades hidrobiológicas y fragmentación de hábitats acuáticos [59].

Capítulo 4 77

Considerando los impactos mencionados anteriormente y el procedimiento descrito en la

Figura 2-10 se debe determinar el valor económico del capital natural utilizado en el

proyecto hidroeléctrico. En este caso, se debe determinar qué porcentaje de los ingresos

generados por la venta de bonos de carbono del proyecto se debe destinar como fuente

de restauración del capital natural afectado por el proyecto.

Como en el alcance de este proyecto no está el cálculo del valor de los pasivos ambientales

se hace la recomendación de destinar el 50% de los recursos obtenidos por la venta de

bonos de carbono a los municipios afectados por la construcción del proyecto

hidroeléctrico. En experiencias anteriores sólo se ha destinado entre el 20% y 30% de los

ingresos generados por la venta de bonos a la comunidad involucrada en el proyecto.

Además, se debe tener en cuenta que a la hora de negociar los precios de los CERs con

los fondos de inversión de carbono, se pueden lograr mejores precios de venta si el

proyecto destina parte de sus recursos en la comunidad.

4.3 Aplicación del modelo económico en Antioquia

A partir del cálculo del margen combinado y teniendo en cuenta el potencial hidroeléctrico

de Antioquia, se determinó el potencial de reducción de emisiones de las pequeñas

centrales hidroeléctricas en Antioquia para un período de siete años. La tabla 4-10 muestra

los resultados obtenidos, aplicando la metodología anteriormente descrita.

Tabla 4-10: Potencial estimado de reducción de emisiones en Antioquia. PROYECTO HIDROELÉCTRICO CAPACIDAD

(MW) Reducción de

Emisiones al año tCO2

primer período de acreditación (7 años) tCO2

PROYECTO HIDROELÉCTRICO DEL RÍO AURES

19,90 55.117 385.819

CH SALTO ABAJO 19,90 55.117 385.819

PALOMA 3 – ARGELIA 17,20 47.639 333.473

PCH ROSARIO I 13,30 36.837 257.859

PROYECTO HIDROELÉCTRICO RIO FRIO EDEISA

12,90 35.729 250.103

PALOMA 4 - ARGELIA 11,40 31.574 221.018

PCH HIDRONARE 9,80 27.143 190.001

PROEYCTO HIDROELÉCTRICO ZUCA

9,10 22.878 160.146

PCH ROSARIO IV 8,26 54.516 381.612



PROYECTO HIDROELÉCTRICO CAPACIDAD (MW)

Reducción de Emisiones al año

tCO2

primer período de acreditación (7 años) tCO2

PCH CHOCHORRÍO 8,00 22.158 155.106

RIO NEGRITA - ARGELIA 7,80 21.604 151.228

EL TRAPICHE II 6,75 18.695 130.865

PCH ORO II 6,20 17.172 120.204

PCH ROSARIO III 6,12 16.951 118.657

PCH ROSARIO II 5,94 16.542 115.794

PCH ORO I 5,33 14.762 103.334

EL CABLE 4,81 13.322 93.254

PCH DE CANTAYUS 4,23 11.716 82.012

PCH YEGUAS 4,07 11.273 78.911

PCH ECOLÓGICA PORCE III 2,00 5.539 38.773

TOTAL 536.284 3.753.988

Fuente: Construcción propia

Las pequeñas centrales hidroeléctricas en Antioquia, tienen un potencial de reducción de

emisiones anuales de 536.284 tCO2 y suponiendo que todos estos proyectos fueran

aprobados como MDL se podría tener una reducción de 3.753.988 tCO2 para un período

de acreditación de 7 años.

Este potencial de reducción de emisiones se podría negociar en el mercado de CERs como

créditos transferibles y ser aprovechados como compensación del costo del capital natural

de cada proyecto.

Tabla 4-11: Ingresos proyectados por la venta de CERs según el potencial en Antioquia.


USD 3,00 USD 4,50 USD 6,00

2014 $ 1.608.852,00 $ 2.413.278,00 $ 3.217.704,00

2015 $ 1.608.852,00 $ 2.413.278,00 $ 3.217.704,00

2016 $ 1.608.852,00 $ 2.413.278,00 $ 3.217.704,00

2017 $ 1.608.852,00 $ 2.413.278,00 $ 3.217.704,00

2018 $ 1.608.852,00 $ 2.413.278,00 $ 3.217.704,00

2019 $ 1.608.852,00 $ 2.413.278,00 $ 3.217.704,00

2020 $ 1.608.852,00 $ 2.413.278,00 $ 3.217.704,00

TOTAL $ 11.261.964,00 $ 16.892.946,00 $ 22.523.928,00

Capítulo 4 79

De acuerdo con estos resultados, para un primer período de acreditación de los proyectos

hidroeléctrico en Antioquia, identificados en la tabla 4-11, se generarían ingresos por venta

de CERs de USD $11.261.964 en el peor de los escenarios. Si se tiene en cuenta que este

dinero será entregado a la comunidad como fuente de restauración del capital natural

afectado por el proyecto, se podrá obtener un precio del CER superior (en este caso de 5

dólares) ante el Banco Mundial, con lo cual se podría tener unos ingresos adicionales del

proyecto por un valor de US$ 22.539.928.

5. Conclusiones y recomendaciones

5.1 Conclusiones

Teniendo en cuenta el contenido de las secciones anteriores, se puede decir que existen

grandes posibilidades para Colombia, y particularmente para Antioquia, de participación

en el Mercado del Carbono. Sin embargo, existen interrogantes que deben ser resueltos

desde los puntos de vista de análisis económico y ambiental, acerca de la determinación

de los aportes que la aplicación del mecanismo de Bonos de Carbono en cuanto al

desarrollo sustentable en el actual escenario económico y ambiental de los proyectos

hidroeléctricos en Antioquia. Además, otro ítem a tener en cuenta está constituido por el

conocimiento de las condiciones que requieren los proyectos hidroeléctricos existentes en

Antioquia y en Colombia para desarrollarse sustentablemente y beneficiarse de la emisión

de bonos de carbono sin impactar negativamente el ambiente.

A la hora de aprobar la construcción de una central hidroeléctrica en Colombia, no se tienen

en cuenta los verdaderos costos y daños ambientales sobre el capital natural. Por lo tanto,

las ganancias que se obtienen por estos proyectos son sobre el costo ambiental, lo cual

no se compensa de manera correcta. La retribución que sea hace a las comunidades por

parte de los propietarios de los proyectos hidroeléctricos sólo corresponde al 1% de la

inversión forzada y esta retribución no alcanza a compensar los daños ambientales totales.

Se debe analizar si el ingreso adicional por la venta de CERs podría contribuir a cubrir este

impacto al ambiente.

En caso de que se demuestre la viabilidad de la aplicación de este tipo herramientas en

los proyectos de generación hidroeléctrica a nivel departamental y nacional, los

excedentes financieros que se presenten pueden ser destinados para la financiación o

restauración del capital natural de los proyectos hidroeléctricos, como mecanismo de

compensación de los impactos ambientales producidos en el ciclo del proyecto. Además,



este mismo análisis puede extenderse hacia implementación de este tipo de mecanismos

en otras tecnologías de generación de energía en todo el país, permitiendo el desarrollo

del mercado de carbono en Colombia.

Los proyectos hidroeléctricos que busquen contribuir a la sostenibilidad local pueden

encontrar en el MDL una manera de complementar fuentes de financiación estables para

el desarrollo de los mismos. En este sentido, el proyecto hidroeléctrico del Rio Aures tiene

un potencial de reducción de emisiones de 385.518 toneladas de CO2 para un primer

período de acreditación, lo cual representa generar ingresos estimados de US$1.1.57.453,

US$ 1.736.180 y US$ 2.314.906 para los tres escenarios de precio identificados.

Antioquia tiene grandes oportunidades de ser un actor relevante en el contexto mundial

por su gran potencial hidroeléctrico y su posibilidad de incurrir en el mercado internacional

de carbono, a partir de la venta de Certificados de Reducción de Emisiones, debido, en

gran medida, a los compromisos de reducción doméstica de la demanda (principalmente

Unión Europea y Japón) que consolidan este mercado. De acuerdo a los proyectos

estudiados, se determinó un potencial de reducción de emisiones para Antioquia de

536.284 toneladas de CO2 al año, para el caso de pequeñas centrales hidroeléctricas. El

mercado de certificados tendría un tamaño de US$ 22.523.928 para los 7 años del primer

período de compromiso del protocolo de Kioto.

Se debe tener en cuenta que la variable “precio de los certificados” juega un papel

importante en la evolución de los mecanismos diseñados para asegurar el cumplimiento

de los objetivos del protocolo de Kioto, ya que permitirá la toma de decisiones respecto a

las alternativas de reducción o limitación de emisiones disponibles en el mercado,

generando dinamismo en el mismo.

5.2 Recomendaciones y trabajo futuro

Para el desarrollo de este trabajo no se tuvieron en cuenta aspectos de valoración y costos

ambientales de los proyectos hidroeléctricos. Sería importante estudiar un modelo que

tuviera en cuenta la verdadera emisión de CO2 en el ciclo de construcción del proyecto

hidroeléctrico, determinar los costos ambientales y compararlos con las emisiones de

reducción certificadas por el mismo.

Además, se puede considerar la integración de otros tipos de fuentes de energía eléctrica

no convencionales, tales como aerogeneradores, sistemas fotovoltaicos, entre otros, de

manera que se pueda tener una medida del impacto de este tipo de fuentes en el sistema

eléctrico colombiano y su aplicación como proyectos aprobados como Mecanismo de

Desarrollo Limpio.

A. Anexo: Factores de emisión de las grandes centrales térmicas conectadas al sistema eléctrico Colombiano

A continuación se presenta los factores de emisión utilizados de todas las plantas

conectadas a la red en Colombia.

Tabla 5-1: Factores de emisión y de eficiencia para las grandes centrales térmicas en Colombia para el año 2010 [51], [52].

Grandes centrales térmicas

Consumo térmico Eficiencia EF EF

Combustible MBTU/MWh TJ/MWh tCO2e/TJ tCO2e/MWh

GUAJIRA 1 Carbón 10,0000 0,0106 92,8000 0,9791

GUAJIRA 2 Carbón 10,0000 0,0106 92,8000 0,9791

PAIPA 1 Carbón 11,7946 0,0124 92,8000 1,1548

PAIPA 2 Carbón 15,3576 0,0162 92,8000 1,1890

PAIPA 3 Carbón 10,5281 0,0111 92,8000 1,1938

PAIPA 4 Carbón 8,8875 0,0094 92,8000 0,9000

ZIPAEMG 2 Carbón 14,6230 0,0154 89,5000 1,2288

ZIPAEMG 3 Carbón 11,9492 0,0126 89,5000 0,9240

ZIPAEMG 4 Carbón 10,5505 0,0111 89,5000 0,8672

ZIPAEMG 5 Carbón 9,2574 0,0098 89,5000 0,8355

TASAJERO 1 Carbón 9,4663 0,0100 92,8000 0,9268

BARRANQUILLA 3 Gas 9,6961 0,0102 54,3000 0,5664

BARRANQUILLA 4 Gas 9,9695 0,0105 54,3000 0,5821

CENTRAL CARTAGENA 1 Gas 11,1879 0,0118 54,3000 0,6896



FLORES 1 Gas 7,3751 0,0078 54,3000 0,4554

FLORES 2 Gas 10,1922 0,0108 55,3000 0,5947

FLORES 3 Gas 9,7837 0,0103 56,3000 0,5811

FLORES 4 Gas 6,8456 0,0072 54,3000 0,3922

GUAJIRA 1 Gas 9,8036 0,0103 54,3000 0,5616

GUAJIRA 2 Gas 9,7038 0,0102 54,3000 0,5559

MERILECTRICA 1 Gas 9,6010 0,0101 54,3000 0,5629

86 Sistemas de bono de carbono como fuente de restauración del capital natural


Grandes centrales térmicas

Consumo térmico Eficiencia EF EF

Combustible MBTU/MWh TJ/MWh tCO2e/TJ tCO2e/MWh

PALENQUE 3 Gas 14,3162 0,0151 54,3000 0,8361

PROELECTRICA 1 Gas 8,1679 0,0086 54,3000 0,4769

PROELECTRICA 2 Gas 8,1679 0,0086 54,3000 0,4769

TEBSA Gas 7,3085 0,0077 54,3000 0,4554

TERMOCANDELARIA 1 Gas 10,4868 0,0111 54,3000 0,5576

TERMOCANDELARIA 2 Gas 10,4914 0,0111 54,3000 0,5652 TERMOCENTRO 1 CICLO COMBINADO

Gas 7,2759 0,0077 54,3000 0,4168

TERMODORADA 1 Gas 8,9947 0,0095 54,3000 0,5669

TERMOEMCALI 1 Gas 6,7930 0,0072 54,3000 0,4111

TERMOSIERRA1 Gas 6,2712 0,0066 54,3000 0,3593

TERMOVALLE 1 Gas 6,7320 0,0071 54,3000 0,3857

TERMOYOPAL 1 Gas 15,5072 0,0164 55,3000 0,9048

TERMOYOPAL 2 Gas 12,1016 0,0128 54,3000 0,8077

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