Fuentes de información
El Inventario Nacional de Emisiones de Contaminantes (National Pollutant Release Inventory, NPRI), [25] del ministerio de Medio Ambiente de Canadá (Environment Canada), recolecta datos sobre emisiones y transferencias de contaminantes, además de compilar y presentar resúmenes y tendencias generales de emisiones para CAC, con base en los datos notificados por las propias centrales y los cálculos de emisiones para otras fuentes.
Hay resúmenes generales de emisiones para los siguientes contaminantes atmosféricos de criterio: partículas suspendidas (totales PM, PM10 y PM2.5); dióxido de azufre (SO2); óxidos de nitrógeno (NOx la suma de NO y NO2, expresada como NO2); compuestos orgánicos volátiles (COV) y monóxido de carbono (CO). El NPRI también contiene información sobre varias sustancias tóxicas persistentes y biocaumulables (STPB), así como metales, incluido el mercurio.
En Canadá, las centrales tienen la obligación de notificar sus emisiones de CAC al NPRI en caso de que las emisiones de determinado contaminante excedan el umbral de registro especificado. Los umbrales de registro para los CAC se publicaron en 2002, y seguían vigentes en 2005: 20 toneladas (emisiones a la atmósfera) para CO, NOX, SO2 y PS (partículas suspendidas totales); 10 toneladas para COV, y 0.5 y 0.3 toneladas para PM10 and PM2.5, respectivamente. La expectativa era que estos requisitos de registros cubrieran 90% de todas las instalaciones [26]. El umbral para mercurio y sus compuestos se fijó en cinco kilogramos y se aplicó no sólo a las emisiones atmosféricas, sino también a la producción, procesamiento o cualquier otro uso de la sustancia.
Los datos de emisiones para gases de efecto invernadero (GEI) no se incluyen en el NPRI. Los datos de emisiones de GEI por central se recopilan mediante el Programa de Registro de Emisiones de Efecto Invernadero (Greenhouse Gases Emissions Reporting Program, GHGRP) [27], establecido en 2004 en Canadá y que obligaba a presentar registros a todas las centrales con emisiones de más de 100 kt CO2-eq de GEI al año (en 2009, el umbral de registro del GHGRP se redujo a 50 kt CO2-eq de GEI anuales [28]).
Otra importante fuente de información es la Dirección General de Estadística de Canadá (Statistics Canada), dependencia gubernamental que publica informes periódicos sobre generación, transmisión y distribución de generación de energía eléctrica con información valiosa sobre las tecnologías aplicadas, la capacidad instalada y la distribución geográfica de las centrales generadoras. De uno de estos informes [29] se extrajeron valores totales provinciales y nacionales relativos a la generación de electricidad, el uso de combustibles y las emisiones de GEI.
En el caso de varias instalaciones, se obtuvieron datos anuales sobre generación de energía eléctrica por central directamente de los informes anuales de las compañías matrices, de sus informes sobre desempeño ambiental o bien de otros documentos corporativos de acceso público (véase el anexo para obtener referencias más detalladas).
En Canadá la electricidad también se produce mediante cogeneración. De este modo, la electricidad se puede generar en centrales que no se destinan exclusivamente a este propósito. En 2005 había numerosas centrales que aprovechaban la mayor eficiencia obtenida mediante procesos como el ciclo combinado para producir la energía térmica y eléctrica que requieren e incluso devolver una parte a la red. Por consiguiente, varios productores de electricidad están clasificados dentro de categorías industriales distintas del código 221112 del SCIAN, que corresponde a “generación de electricidad con combustible fósil”. No obstante, para este informe se consideraron sólo 189 centrales clasificadas con ese código.
Las cifras anuales de generación de energía eléctrica no se publicaron para algunas centrales canadienses. En esos casos, la generación de electricidad se estimó con base en las emisiones de CO2, el consumo térmico típico para la tecnología usada y la generación total por provincia. En el anexo se incluyen más detalles sobre la metodología de cálculo y fuentes de datos específicas.
En vista de la diversidad de fuentes de información independientes, era de esperarse —como en efecto ocurrió— que se registraran divergencias en los datos. Por ejemplo, algunas de las centrales que presentaron registros al NPRI, no los presentaron al GHGRP y viceversa, y algunas de las centrales incluidas en la base de datos de Statistics Canada no entregaron informes al NPRI o el GHGRP. No obstante, con la información obtenida de las fuentes mencionadas se creó una sola base de datos unificada utilizando los números de identificación por central incluidos en el GHGRP y el NPRI.
Esta base de datos incluye los siguientes parámetros: código de sector industrial (SCIAN), ubicación, combustibles y tecnología usados, detalles de las unidades de generación, capacidad instalada, emisiones generación de electricidad anual y datos sobre control de contaminación.
Fuentes de información y metodología para los datos de generación de electricidad de las centrales eléctricas canadienses
Saskatchewan
En el caso de las centrales de SaskPower que usan lignito como combustible, la generación de energía eléctrica estimada corresponde (dentro de un margen de 1.5%) a la generación neta total registrada por la compañía [1]. Los valores térmicos usados para el cálculo fueron los promedios nacionales por tipo de combustible [2].
Terranova y Labrador
Las valores de generación de electricidad para la provincia de Terranova y Labrador [2] se equipararon con la generación de la única carboeléctrica de esa provincia.
Nueva Escocia
Las tasas de emisión para las centrales carboeléctricas de Nova Scotia Power (NSP) se obtuvieron del sitio web de NSP [3]. Las tasas de emisión de esta empresa se dan a conocer en el marco del Proyecto de Divulgación sobre el Carbono (Carbon Disclosure Project), organización internacional independiente sin fines de lucro que mantiene una base de datos sobre el cambo climático
La generación total derivada de estas tasas de emisión y los datos del NPRI sobre las emisiones concordaban dentro de un margen de 2.7% con la generación total registrada para la tecnología correspondiente en esa provincia [2]. Las tres estaciones generadoras con turbina de combustión de NSP se tomaron en conjunto porque sólo se halló un dato para las emisiones de CO2 de las tres centrales [3]. La generación de energía eléctrica correspondiente a esas tres centrales se consideró insignificante comparada con la generación que registró la provincia para este tipo de tecnología [2].
Nueva Brunswick
En la provincia de Nueva Brunswick, NB Power Generation Corporation operaba cinco centrales eléctricas de vapor en 2005: Dalhousie, Belledune, Grand Lake, Courtenay Bay y Coleson Cove. Además se encontraban en operación tres centrales con turbina de combustión (Ste. Rose, Millibank, Grand Manan) para las que no hubo información disponible en el NPRI ni en el GHGRP.
Sin embargo, de acuerdo con el informe anual de NB Power (NBP) correspondiente a 2005 [4], las dos primeras pertenecen a Environmental Management Systems (EMS) de Belledune y la última a EMS de Coleson Cove, de modo que es posible que las emisiones de estas centrales con turbina de combustión se hayan registrado como parte de esas centrales más grandes.
La Courtenay Bay Generating Station (CBGS) tenía tres unidades, pero en 2002 Irving Paper Ltd. asumió la responsabilidad de operación de la unidad 2 (núm. de identificación 8003 del NPRI). Las unidades 1 y 3 seguían siendo responsabilidad de NBP (núm. de identificación 1706 del NPRI), pero NBP no operó la CBGS en 2005 [4]. En el GHGRP se registraron emisiones de CO2 para la unidad 2 de la CBGS con el código 221330 del SCIAN, aunque en el NPRI esta central se registró con el código 221112 del SCIAN.
Las emisiones de CO2 obtenidas del GHGRP para las cinco centrales de vapor coincidieron con las tasas generales de emisión derivadas de la generación de electricidad con uso de combustibles fósiles del sistema [5] y la generación total de energía eléctrica registrada por la Dirección General de Estadística de Canadá (Statistics Canada) [2].
La generación estimada de energía eléctrica para cada planta con base en las emisiones de CO2 también concordó con la generación global registrada por Statistics Canada [2]. Una central adicional con turbina de combustión, la Bayside Power Plant (entonces propiedad de Irving Oil Power L.P.), representó la generación de energía eléctrica registrada por Statistics Canada [2] para esta tecnología. Tiene una turbina de gas natural de ciclo combinado [6] con una eficiencia térmica neta estimada de 51.6%. Se ha informado de eficiencias de este orden, e incluso mayores, para este tipo de tecnología [7, 8, 9].
Ontario
En 2005, Ontario Power Generation (OPG) tenía y operaba seis centrales eléctricas con generadores de turbina de vapor que usaban combustibles fósiles. La Lakeview Power Station sólo operó el primer cuatrimestre del año, tras lo cual se cerró de manera permanente [10]. La generación de electricidad de esta central se calculó con base en sus emisiones de CO2 y la eficiencia térmica que se considera típica de las carboeléctricas [11].
Para las cinco centrales restantes, la generación neta se obtuvo del informe público de OPG [12]. La central Fort Frances, propiedad de Abitibi Consolidated Inc., también operó durante 2005. Su generación se estimó con base en sus emisiones registradas de CO2 usando una [clasificación] de eficiencia similar a la de la otra central eléctrica de vapor en Ontario, Tunis de EPCOR. La generación de la central Tunis se calculó a partir de la generación total de las operaciones de Ontario EPCOR [13], que después se prorrateó entre cada central de las operaciones de Ontario de acuerdo con la capacidad instalada de cada una.
En 2005, la generación total de las centrales eléctricas con turbinas de vapor a base de combustibles fósiles consideradas en este informe difirió 3.2% de la cifra indicada en el informe de Statistics Canada [2]. Sin embargo, las centrales con turbina de combustión ubicadas en la provincia eran de dos tipos: sencillas y de ciclo combinado, de modo que se les asignaron eficiencias térmicas distintas para calcular las emisiones de CO2. También había centrales con unidades de ambos tipos —es decir, turbinas de vapor y de combustión—, pero no fue posible calcular la generación por cada tipo, ya que las emisiones de CO2 se notifican para toda la central. Por consiguiente, el valor estimado para la generación total de las turbinas de vapor es ligeramente menor que el valor señalado por Statistics Canada [2]. La diferencia entre la generación total estimada y registrada es menor que 0.1%.
Québec
Las emisiones de CO2 de dos centrales ubicadas en Quebec, Tracy y Cap-aux-Meules, se registraron en el GHGRP. La primera, una central con capacidad de 600 MW que data de los años sesenta, usa vapor generado a partir de aceites combustibles pesados [14, 15]. En 2005 sólo se operaba cuando el sistema estaba en demanda pico. Normalmente, las centrales de vapor viejas y de baja eficiencia se usan para momentos pico [16]. La de Cap-aux-Meules es una de las centrales de combustión interna a base de diésel de la provincia. Hydro Quebec dio a conocer la generación total de sus cuatro principales centrales eléctricas a base de combustibles fósiles, así como las emisiones de CO2 correspondientes [17, 18]. Fue posible determinar la generación combinada para Tracy y otras tres centrales: Bécancour, La Citière y Cadillac. Estas tres centrales usan turbinas de combustión alimentadas con combustóleo ligero y también entran en operación cuando hay picos, de manera que fue razonable considerarlas como una sola unidad.
El total de emisiones para estas cuatro centrales puede expresarse como:
ET = r1G1 + r2G2
donde:
E equivale a las emisiones de CO2 (Mg);
r equivale a la tasa de emisión de CO2 (Mg/MWh);
G equivale a generación en MWh;
el subíndice 1 se refiere a Tracy, el subíndice 2 al conjunto de las tres centrales con turbina de combustión y el subíndice T al total de las cuatro centrales consideradas.
Obviamente,
GT = G1 + G2
y
ET = E1 + E2
donde:
E1 = r1G1
y
E2 = r2G2
En consecuencia, la generación de Tracy se puede determinar como una función de la generación total, el total de emisiones de CO2 de las cuatro centrales y las de Tracy (todas las cuales se conocen), así como la tasa de emisión de Tracy.
| G1= | K | GT |
| 1 + K |
donde:
| K= | r2 | E1 |
| r1 | E2 |
con la siguiente relación entre las tasas de emisión:
| r2= | r1E2 |
| r1GT - E1 |
La tasa de emisión en Tracy (r1) se estimó usando la siguiente relación:
| r1= | F |
| ηH |
Donde F es el factor de emisión de CO2 para las centrales eléctricas de vapor que usan aceites combustibles pesados (combustóleo), tomado como 3.124 kg/L [19]; H es el contenido neto de calor del combustóleo, tomado como 36,813.47 kJ/L [20]; y h, la eficiencia térmica, tomada como 28%. Este valor de eficiencia se eligió considerando el límite más bajo del intervalo de eficiencias observado para este tipo de centrales. En 2000 las altas tasas de emisión y la baja eficiencia de esta central eran ya motivo de preocupación [15]. Además, como la central operaba con factores de planta* bajos, la eficiencia pudo haber sido aún más reducida [15, 21].
Siguiendo el procedimiento anterior, todos los valores registrados tanto para la generación como para las emisiones adquieren coherencia.
En 2005, Hydro Quebec operaba una central eléctrica de vapor (Tracy), tres centrales con turbinas alimentadas de combustóleo ligero (Bécancour, La Citière y Cadillac) y 24 centrales de combustión interna de diésel para un total de 1,595 MW de capacidad instalada [18]. Las centrales de combustión interna proporcionaban energía eléctrica de carga de base fuera de la red, sobre todo en las regiones del norte. En 2005, la electricidad total generada por estas 24 centrales fue de 277.1 GWh [22, 23], aunque la central Cap-aux-Meules generó cerca de 65% de este total. Esta central también registró emisiones de CO2 en el GHGRP.
La estación generadora de Boralex en Kinsey Falls quedó registrada en el GHGRP con el código 221112 (“generación de electricidad con combustible fósil”) del SCIAN, mientras que en el NPRI aparece con el código 221119 (“otra generación de electricidad”) del SCIAN. Como las emisiones de CO2 superaron el valor umbral de registro y la central usaba gas natural, en este informe se le incluyó bajo el código del SCIAN para generación eléctrica con combustible fósil. La generación de la central de Kingsey Falls se estimó con base en las emisiones de CO2.
* Véase la nota 7 del informe.
Alberta
Los datos sobre generación de las centrales de Alberta se obtuvieron de ATCO Power [24] para sus centrales en esa provincia y de la página electrónica de Alberta Electric System Operator (AESO) [25]. Los datos sobre generación para algunas de las centrales indicadas en el cuadro no eran de acceso público y, por lo tanto, el valor se estimó con base en las emisiones de CO2 y la eficiencia de centrales similares.
British Columbia
Hay valores discrepantes registrados para Columbia Británica. Por ejemplo, la Burrard Thermal Generating Station es una central eléctrica convencional de gas natural que genera 456 GWh [26].
Se encontró que el consumo térmico de esta planta para los años 1999 y 2000, con base en la generación y la alimentación de energía registradas en una evaluación de costo-beneficio de la central realizada en 2001 [27], era de aproximadamente 10,000 Btu/kWh, que es la norma para este tipo de central. Con base en ese consumo térmico, la generación citada y los factores típicos de emisión de CO2 [28] o bien la intensidad registrada de tales emisiones [27], el resultado de los cálculos arroja emisiones de entre 239.4 y 244.8 kilotoneladas de CO2.
El valor registrado en el GHGRP para las emisiones de CO2 de Burrard en 2005 asciende a apenas 68.1. Este valor, obviamente, discrepa de la generación registrada por BC Hydro. Al analizar las emisiones de CO2 registradas en el GHGRP y la generación registrada por BC Hydro, resulta evidente que la discrepancia de los datos abarca varios años. Parece que los valores de GEI registrados por BC Hydro se ajustan mediante acciones generales de reducción de GEI [29].
La generación de la otra central con turbina de vapor, Duke Energy Gas Transmission-Mcmahon Cogeneration Plant, que operaba en Columbia Británica en 2005, se obtuvo ajustando la eficiencia térmica, de modo que la generación total de las centrales con turbina de vapor concordara con el valor registrado que se encontró [2]. Por último, las dos centrales con turbina de combustión consideradas fueron probablemente las de mayor generación entre las plantas de Columbia Británica que usaban esta tecnología. En 2005 operaron varias centrales de combustión interna en esta provincia para fines de respaldo o suministro en momentos pico, pero no se consideraron en el presente informe porque no hubo información disponible. La diferencia relativa total para cada tecnología fue menor que 1%.