factor emision co2 2011

INFORME2011

Pág5

COMISIÓN TÉCNICA DE DETERMINACIÓN DE FACTORES DE EMISIÓN DE GASES DE EFECTO INVERNADEROMINISTERIO DEL AMBIENTE - MAE

Ing. Teresa Palacios (Dirección Nacional de Mitigación)Ing. Fernando Mogollón (Dirección Nacional de Mitigación)

MINISTERIO DE ELECTRICIDAD Y ENERGÍA RENOVABLE - MEER

Ing. Adrián Moreno (Subsecretaría de Energía Renovable y E!ciencia Energética) Ing. Andrés Cepeda (Subsecretaría de Gestión de Proyectos)

CORPORACIÓN CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA - CENACE

Ing. Lenin Haro (Dirección de Planeamiento)Ing. Verónica Cárdenas (Dirección de Transacciones Comerciales)

CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD - CONELEC

Lic. Paola Andino, Ing. Alexandra Lombeyda (Unidad de Gestión Ambiental)Dr. Paúl Vásquez, Ing. Jair Andrade, Ing. Ana Villacís, Ing. Jorge Mendieta (Dirección de Plani!cación)

EQUIPO TÉCNICO RESPONSABLE DEL PROCESO DE CÁLCULOCORPORACIÓN CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA- CENACE

Ing. Lenin HaroIng. Verónica Cárdenas

EQUIPO TÉCNICO REVISORSECRETARÍA NACIONAL DE PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO - SENPLADES

Ing. José Oscullo (Subsecretaría General)

a Constitución de la República del Ecuador reconoce los derechos de la naturaleza; así como “se reconoce el derecho de la población a vivir en un ambiente sano y ecológicamente equilibrado, que garantice la sostenibilidad y el buen vivir -SumakKawsay-“ ; y, establece la facultad de que el Estado adopte medidas adecuadas y transversales para la adaptación y mitigación del cambio climático.En base a este principio el Gobierno Nacional, en todos sus sectores estratégicos tiene políticas, de reducción de gases de efecto invernadero, para lo cual el Sector Eléctrico se encuentra impulsando el desarrollo de nuevos proyectos hidroeléctricos y de energías renovables, los mismos que pueden participar en el Mercado Mundial de Carbono, a !n de promover el desarrollo sostenible y aprovechar posibles ingresos adicionales que permitan complementar su gestión !nanciera. Bajo esta

perspectiva, el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable –MEER- conjuntamente con el Ministerio del Ambiente –MAE- en la búsqueda de impulsar la participación de los proyectos en este mercado.Dentro del marco del acuerdo Interministerial suscrito el 16 de diciembre de 2010, en el que se establece la creación del COMISIÓN TÉCNICA DE DETERMINACIÓN DE FACTORES DE EMISIÓN DE GASES DE EFECTO INVERNADERO -CTFE-, para el Sector Eléctrico Ecuatoriano, el mismo que será el responsable de desarrollar el cálculo del Factor de Emisión de CO2. La CTFE presenta en este documento el Factor de Emisión de CO2 para el Sistema Nacional Interconectado -SNI- al año 2011 en base a los datos de su operación de los años 2008, 2009 y 2010, de acuerdo a la Metodología ACM0002 Versión 12.1.0.

Introducción

INFORME2011

INFORME2011

Pág 6 Pág7

L

Cálculo del Factor de Emisión de CO2 al año 2011

Comisión Técnica de Determinación de Factores de Emisión de Gases de Efecto Invernadero


ÍndiceIntroducción

Antecedentes

Recopilación y Análisis de la Información Relevante.

Particularidades para la ejecución del cálculo

del factor de emisión de CO2.

CÁLCULO DEL FACTOR DE EMISIÓN DE CO2 DEL SISTEMA

NACIONAL INTERCONECTADO DE ECUADOR.

De!niciones Generales:

Pasos para la determinación del Factor de Emisión de CO2.

Identi!cación del sistema eléctrico relevante.

Seleccionar un método de cálculo para el

margen de operación –OM-.

Calcular el margen de operación, de acuerdo

con el método seleccionado.

Identi!car el conjunto de unidades de energía

a ser incluidas en el margen de construcción -BM-.

Calcular el Factor de emisión del margen combinado -CM-.

Conclusiones.

1.

1.1.

1.1.1.

2.

2.1.

2.2.

Paso 1

Paso 2

Paso 3

Paso 4

Paso 5

3.

4

5

5

6

7

7

8

8

8

9

12

13

14

INFORME2011

INFORME2011

Pág 8 Pág9


Comisión Técnica de Determinación de Factores de Emisión de Gases de Efecto Invernadero Comisión Técnica de Determinación de Factores de Emisión de Gases de Efecto Invernadero


on fecha 16 de diciembre de 2010, se !rma el Convenio de Acuerdo Interministerial MAE - MEER para el Cálculo del Factor de Emisión, el cual en su artículo 1 contempla la creación de la CTFE.La CTFE, ha mantenido reuniones ordinarias y extraordinarias, gestionando el intercambio de información entre las instituciones involucradas, para el respectivo cálculo y análisis.

Mediante el o!cio circular 432-DM-SEREE-2011, del 1 de abril del 2011 el MEER delega o!cialmente a la Corporación Centro Nacional de Control de

cada unidad de MWh de energía eléctrica generada.

sistema integrado por los elementos del Sistema Eléctrico conectados entre sí el cual permite la producción y transferencia de energía eléctrica entre centros de generación y centros de consumo”.

de transmisión de energía eléctrica o medio de

conexión entre los consumidores y los centros de generación, el cual permite el intercambio de energía entre ellos a todo el territorio nacional”.

eléctrica está referida al Sistema Nacional de Transmisión del Ecuador.

partir de la conversión de energía hidráulica,

eléctrica.

sable del

Sistema Nacional Interconectado al año 2011.

La CTFE, mediante el o!cio MAE-D-2011-0491 DEL 4 de julio de 2011, solicita a la Secretaría

parte de la revisión del cálculo del Factor de

1. Antecedentes

2.1. De!niciones Generales

Grá!co1.1 Sistema Nacional de Transmisión Fuente: CONELEC3De!nición CONELEC Boletín 20094De!nición CONELEC Boletín 2009

2. Cálculo del Factor de Emisión de CO2 del Sistema Nacional Interconectado de Ecuador.

1.1. Recopilación y Análisis de la Información Relevante.

1.1.1. Particularidades para la ejecución del cálculo del factor de emisión de CO2.Debido a las características operativas y de expan-sión del Sistema Eléctrico Ecuatoriano; con la !nalidad de obtener un cálculo del factor de

efecto es considerado a través de la demanda abastecida por la generación térmica del SNI .

sistema eléctrico ecuatoriano en el último bimestre del año 2009 y principios del año 2010, con el !n

-dor mediante la modalidad de arrendamientos por una capacidad de 200MW termoeléctricos, los

(130MW)

(70MW)

Colombia, se consideróla energía registrada en los medidores en barras de Ecuador.

instalada en generación de 298MW, conformado por fuentes de generación Térmica e hidroeléctrica cuyo ingreso en operación se registró en el año 2010.

el SNI del Ecuador, demanda delas siguientes

Para la determinación del Factor de Emisión del SNI

boletines estadísticos y de sus sistemas de gestión

-

detalla a continuación.

CENACE

2010.

CONELEC

generación.

Inicio de operación de cada unidad de generación.

MAE

El factor de emisión y/o poder calorí!co para cada tipo de combustible, de todas las tecnologías del

valores determinados de acuerdo con el Informe

efecto Invernadero por el Panel Intergubernamental para el Cambio Climático cuyas siglas en ingles son - IPCC -.

C

PERÚ

COLOMBIA

400.000

400.000

500.000

500.000

600.000

600.000

700.000

700.000

800.000

800.000

900.000

900.000

1.000.000

1.000.000

1.100.000

1.100.000

1.200.000

1.200.000

1.300.000

1.300.000

9.50

0.000

9.50

0.000

9.60

0.000

9.60

0.000

9.70

0.000

9.70

0.000

9.80

0.000

9.80

0.000

9.90

0.000

9.90

0.000

10.00

0.000

10.00

0.000

10.10

0.000

10.10

0.000

Sistema Coordenadas: WGS84 UTM Zonas 17S

Fuente: Agentes, SIGCONELEC

Escala: Gráfica

Fecha: Mayo 2010

CONELECCONELEC

0 25 50 75 10012,5Km.

CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD

CG: Isabela1,2 MW

CG: Floreana0,2 MW

CG: Tropezón2,4 MW

CG: Floreana 20,02 MW

CG: Santa Cruz3,77 MW

CG: San Cristóbal2,6 MWS/E: Isabela

2,8 MVA

S/E: Floreana0,03 MVA

S/E: Santa Cruz6,25 MVA

S/E: San Cristóbal5 MVA

600.000 500.000

9.900.000

10.000.000

10.100.000

SISTEMA NACIONAL DE GENERACIÓN, TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELECTRICA EN EL ECUADOR,

A ENERO DE 2010

GALÁPAGOS

40° W50° W60° W70° W80° W

10° N

0°

10° S

20° S

30° S

40° S

LEYENDACentrales de GeneraciónPotencia Efectiva (MW)

Eólica0.1 16

17 55

56 102

103 216

217 1075

Hidráulica Embalse0.1 16

17 55

56 102

103 216

217 1075

Hidráulica Pasada0.1 16

17 55

56 102

103 216

217 1075

Solar0.1 16

17 55

56 102

103 216

217 1075

Térmica MCI0.1 16

17 55

56 102

103 216

217 1075

Térmica Turbogas0.1 16

17 55

56 102

103 216

217 1075

Térmica Turbovapor0.1 16

17 55

56 102

103 216

217 1075

SubestacionesCapacidad (MVA)

Autoproductora0.1 30

31 100

101 240

241 575

576 875

Distribuidora0.1 30

31 100

101 240

241 575

576 875

Generadora0.1 30

31 100

101 240

241 575

576 875

Transmisora0.1 30

31 100

101 240

241 575

576 875

Líneas de TransmisiónVoltaje Operación (kV)

69

138

230

Líneas SubtransmisiónEmpresa, kV

Ambato, 69

Azogues, 69

Bolívar, 69

Centro Sur, 22

Centro Sur, 69

Cotopaxi, 22

Cotopaxi, 69

Ecoluz, 22

Ecoluz, 46

El Oro, 69

Esmeraldas, 69

Guayas Los R¡os, 69

Los R¡os, 69

Manabí, 138

Manabí, 69

Milagro, 69

Norte, 34,5

Norte, 69

Quito, 138

Quito, 46

Riobamba, 69

Sta. Elena, 69

Sto. Domingo, 69

Sucumb¡os, 69

Sur, 22

Sur, 69

Capital de Provincia

ProvinciasNombre de la provincia

AZUAY

BOLIVAR

CARCHI

CAÑAR

CHIMBORAZO

COTOPAXI

EL ORO

ESMERALDAS

GALAPAGOS

GUAYAS

IMBABURA

LOJA

LOS RIOS

MANABI

MORONA SANTIAGO

NAPO

ORELLANA

PASTAZA

PICHINCHA

SANTA ELENA

SANTO DOMINGO DE LOS TSACHILAS

SUCUMBIOS

TUNGURAHUA

ZAMORA CHINCHIPE

ZONA NO DELIMITADA

OCÉANO PACÍFICOOCÉANO PACÍFICO

SURAMÉRICA

Área: Gestión de la Información Sectorial

Procesamiento: A. Bravo

Revisión: J. Mendieta

Autorización: J. Andrade

Factor de emisión margen de operación simple ajustado para el año y (tCO2/MWh)

Factor que expresa el porcentaje de tiempo en que las unidades low-cost/must-run marginaron en el año yEnergía neta entregada a la red por cada unidad de generación m en el año y (MWh)Energía neta entregada a la red por cada unidad de generación m en el año y (MWh)Factor de emisión de la unidades de generación m en el año y (t CO2/MWh)

Factor de emisión de la unidades de generación k en el año y (t CO2/MWh) Todas la unidades de generación conectadas a la red a excepción de las unidades low-cost/must-runTodas las unidades de generación conectadas a la red consideradas como unidades low-cost/must-runEl año correspondiente a los datos utilizados

INFORME2011

INFORME2011

Pág 10 Pág11




De acuerdo con la metodología ACM0002 Versión 12.1.0 “Herramienta para calcular el factor de emisión para un sistema eléctrico V. 02.1.0”, en

relación con la metodología de Línea Base se especi!can los siguientes pasos desarrollados:

El factor de emisión del margen de operación por el método simple ajustado se lo calcula mediante la Ecuación 2.1

Opción A. Si se dispone para las unidades de generación el consumo de combustible y la generación neta, el factor de emisión se determina según la Ecuación 2.2

EFgrid,OM-adj,y

!y

EGm,y

EGk,y

EFEL,m,y

EFEL,k,y

M

K

Y

Paso 3 Calcular el margen de operación, de acuerdo con el método seleccionado.

Paso 1 Identi!cación del sistemaeléctrico relevante.

Paso 2 Seleccionar un método de cálculo para elmargende operación –OM-.

Tabla 2.1 Generación Eléctrica del SNI

2.2. Pasos para la determinación del Factor de Emisión de CO2

El Método OM Simple Ajustado puede ser usado solamente si la generación de energía eléctrica de las plantas de bajo costo de la red eléctrica representa más del 50% del total de la generación.El cálculo se lo puede realizar bajo las siguientes opciones:

y la generación de energía eléctrica de cada una de las unidades/plantas de generación de energía eléctrica (Opción A),

e!ciencia promedio de cada unidad de generación y el tipo de combustible utilizado por cada unidad de generación (Opción B), o

eléctrica total de todas las unidades de generación, tipos de combustibles y consumos que hacen parte del Sistema Nacional Interconectado (Opción C).

El Método por Análisis de Datos del Despacho, está sujeto al nivel de información que se posee en el país, puesto a que son necesarios los datos horarios de la producción de energía.

El Método Promedio es calculado mediante el uso del rendimiento promedio en el periodo de análisis de la generación de todas las plantas termoeléctri-cas que hacen parte de la red.De acuerdo con la conformación del Sistema Nacional Interconectado de Ecuador y los datos del sistema eléctrico disponibles, el método que se acopla a estas consideraciones es el Método OM Simple Ajustado con la opción A, en el caso de que la información por unidad sea la generación neta y su consumo de combustible; para las unidades del sistema eléctrico que no se posea esta información se utilizará la opción C , debido a que únicamente se cuenta con los datos de generación.

Factor de Emisión del CO2 de la unidad de energía m en el año y (t CO2e/MWh)

Cantidad de combustible fósil tipo i consumido por la unidad de energía m en el año y (Unidad de Masa o volumen).

Valor calorí!co Neto (contenido de energía) del combustible fósil tipo i en el año y (GJ/unidad de masa o volumen).

Factor de emisión del CO2 del combustible fósil i en el año y(t CO2/GJ)

Electricidad Neta Generada y despachada a la red eléctrica por las unidades m en el año y (MWh).

Todas las unidades de generación conectadas a la red eléctrica.

Todos los combustibles fósiles i quemados en las unidades de energía m en el año y.

Año correspondiente al período de análisis.

solamente si la generación de energía eléctrica de las plantas de bajo costo de la red eléctrica representa menos del 50% del total de la generación. Para el caso del SNI, como se indica

en la Tabal 2.1 el grupo de unidades bajo esta categoría representa el 63% en promedio para el periodo 2008-2010, por lo cual este método no es utilizado para calcular el presente factor de emisión.

Para el cálculo del factor de emisiones de CO2 de una red eléctrica debido a su operación denominado “margen de operación”, presenta los siguientes métodos:

Son los sistemas de distribución, generación, auto generadores, grandes consumidores e interconexiones internacionales (Colombia y Perú) que conforman el

SNI. En el ANEXO I se presenta la tabla de las unidades de generación que integran el SNI a diciembre de 2010.

2008 2009 2010 Promedio % Lowcost/mustrun 11.677,15 10.199,31 9.571,56 10.482,67 63,2%

No Low cost/must run 4.409,64 6.156,23 7.754,04 6.106,64 36,8%

Total 16.086,79 16.355,54 17.325,61 16.589,31

Fuente: Plan!lla de cálculo “Factor Emisión _CO2_SNI_2011.xlsx” hoja “GEN”

! " ,# $

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! * ,&

m

i

y

En el Caso el SNI del Ecuador se utiliza esta opción para las centrales LAFARGE y LLIGUA

INFORME2011

INFORME2011

Pág 12 Pág13




A !n de determinar el componente de expansión del sistema en el factor de emisión se considera el conjunto de unidades que cumplan con las siguientes características indicadas por la metodología:

han sido construidas recientemente, o

sistema eléctrico que comprende el 20% de la generación (MWh) y que han sido construidas recientemente.

Debido a la característica del Sistema Nacional

Con estas consideraciones se obtiene el siguiente resultado considerando el año 2010 de operación del SNI:tt

utilización de la energía acumulada al 20% del total de la demanda abastecida por la generación del SNI, con las siguientes consideraciones:

entra en operación el día en que inicia su suministro de energía a la red.

muestra m.

construcción se excluyen de la muestra m.

Paso 4 Identi!car el conjunto de unidades de energíaa ser incluidas en el margen de construcción -BM-.

Paso 5 Calcular el Factor de emisión del margencombinado -CM-.

Tabla 2.2 Resultados margen de operación para el año 2010

Tabla 2.3 Resultados margen de operación para el periodo 2008-2010

Con las consideraciones indicadas a continuación del margen de operación del factor de emisión para el periodo 2008-2010

Opción C. Si para la unidad de generación sólo se tiene datos de la energía y los tipos de combustibles,

el factor de emisión debe ser determinado por

2010 de operación del SNI:Resultados. Se presenta a continuación en la

INFORME2011

INFORME2011

Pág 14 Pág15




Enrique García Diesel TG-5 96.0 0 1/10/1997

Gonzalo Zevallos (Gas) Diesel TG-4 18.0 01/12/1976

Gonzalo Zevallos (Vapor) Diesel - Fuel Oil TV-2 72.0 01/07/1978

Gonzalo Zevallos (Vapor) Diesel - Fuel Oil TV-3 72 01/06/1980

Trinitaria Diesel - Fuel Oil TV-1 133.0 01/11/1997

Pascuales II Diesel TM1 18.0 01/01/2010






Termoesmeraldas Diesel - Fuel Oil CTE 130 01/08/1982

Guangopolo Diesel - Residuos de Petróleo Crudo U1 5.1 01/03/1977







La Propicia Diesel - Residuos de Petróleo Crudo 1 3.8 01/05/1980

La Propicia Diesel - Residuos de Petróleo Crudo 2 3.8 01/05/1980

Mira!ores Diesel 3 2.0 1970












Mira!ores Diesel TG1 20.0 25/12/2009Pedernales Diesel 15 2.0 01/01/1978

PowerBarge II Diesel 1 11.0 11/11/2009




Parque generador del SNI a diciembre de 2010

De una manera general podemos concluir al "nal de este informe que:

l Interconectado al año 2011, Ex Post del margen combinado para proyectos termoeléctricos e hidroeléctricos es de 0,5668 tCO2/MWh

Interconectado al año 2011, Ex Post del margen combinado para proyectos de energías renovables no convencionales es de 0,6627 tCO2/MWh.

Interconectado al año 2011, Ex Ante del margen combinado para proyectos termoeléctricos e hidroeléctricos es de 0,5561 tCO2/MWh

Interconectado al año 2011, Ex Ante del margen combinado para proyectos energías renovables no convencionales es de 0,6467 tCO2/MWh

Post al año 2011 se incrementó en 3,77% respecto al presentado en el informe “FACTOR DE

-

se incrementó en 14,77%, respecto al presentado

incrementó en 5,43% respecto al presentado en el

Para futuros cálculos se recomienda:

calorí"co de cada tipo de combustible utilizado en

de combustible del país a partir de los datos de monitoreo de emisiones anualmente de las centrales de generación.

, Isla Punácon la "nalidad de evaluar su participación dentro del cálculo del factor de emisión de CO2.

cálculo del factor de emisión.

3. Conclusiones y Recomendaciones

ANEXO I

Central Eléctrica Tipo de Combustibles Unidad Potencia (MW)

Inicio deOperación

INFORME2011

INFORME2011

Pág 18 Pág19




Saymirín G1 2.40 1978






Marcel Laniado U1 71.00 01/08/1999



San Francisco U1 106.00 01/06/2007

San Francisco U2 106.00 01/05/2007

Sibimbe 1 7.50 01/05/2006

Sibimbe 2 7.50 01/05/2006

Papallacta G1 3.10 01/01/1965

Papallacta G2 3.10 02/01/1965

Recuperadora N.1 14.7 01/07/1990

El Carmen U1 8.3 01/04/2000

Calope U1 9 01/12/2006

Calope U2 9 01/12/2006

Hidroabanico U1 7.70 01/12/2005





La Esperanza U1 2.90 01/12/2006

La Esperanza U2 2.90 01/12/2006

Poza Honda U1 1.60 01/05/2007

Poza Honda U2 1.60 01/05/2007

Península G1 0.80 01/03/1998

Península G2 0.80 01/10/1998

Península G3 0.80 01/10/1998

Península G4 0.80 01/06/1997

Chimbo U1 0.70 1998

Chimbo U2 0.70 1998

Chimbo U3 0.7

Illuchi No. 1 Grupo 1 1 01/07/1951




Illuchi No. 2 Grupo 1 2.5 01/05/1987

Illuchi No. 2 Grupo 2 2.5 01/05/1987

Ambi G1 4.00 1967

Ambi G2 4.00 1987

La Playa G1 0.40 1987

La Playa G2 0.40 1968










San Francisco U1 106.00 01/06/2007

San Francisco U2 106.00 01/05/2007

Sibimbe 1 7.50 01/05/2006

Sibimbe 2 7.50 01/05/2006

Papallacta G1 3.10 01/01/1965

Papallacta G2 3.10 02/01/1965

Recuperadora N.1 14.7 01/07/1990

El Carmen U1 8.3 01/04/2000

Calope U1 9 01/12/2006

Calope U2 9 01/12/2006






La Esperanza U1 2.90 01/12/2006

La Esperanza U2 2.90 01/12/2006

Poza Honda U1 1.60 01/05/2007

Poza Honda U2 1.60 01/05/2007

Península G1 0.80 01/03/1998

Península G2 0.80 01/10/1998

Península G3 0.80 01/10/1998

Península G4 0.80 01/06/1997

Chimbo U1 0.70 1998

Chimbo U2 0.70 1998

Chimbo U3 0.7





Illuchi No. 2 Grupo 1 2.5 01/05/1987

Illuchi No. 2 Grupo 2 2.5 01/05/1987

Ambi G1 4.00 1967

Ambi G2 4.00 1987

La Playa G1 0.40 1987

La Playa G2 0.40 1968

INFORME2011

INFORME2011

Pág 20 Pág21




La Playa G3 0.40 1968

San Miguel de Car G1 2.90 01/08/1987

Cumbayá U1 10.00 01/08/1962

Cumbayá U2 10.00 01/08/1962

Cumbayá U3 10.00 01/02/1967

Cumbayá U4 10.00 01/07/1976

Guangopolo_Q U1 3.50 01/07/1980

Guangopolo_Q U2 3.50 01/07/1980

Guangopolo_Q U3 3.50 01/07/1980

Guangopolo_Q U4 3.50 01/05/1956

Guangopolo_Q U5 3.50 01/06/1985

Guangopolo_Q U6 3.50 02/06/1985

Los Chillos U1 0.90 01/05/1953

Los Chillos U2 0.90 01/07/1984

Nayón U1 15.00 01/07/1980

Nayón U2 15.00 01/07/1980

Pasochoa U1 2.30 01/08/1976

Pasochoa U2 2.30 01/08/1976

Alao Grupo 1 2.60 01/06/1966

Alao Grupo 2 2.60 01/06/1966

Alao Grupo 3 2.60 01/06/1977

Alao Grupo 4 2.60 01/06/1978

Río Blanco Única 3.00 01/01/1997

Carlos Mora U1 0.80 1978



Ecoelectric Bagazo TURBO # 5 36.50 01/08/1977

Ecudos A-G Bagazo TGE-2 34.80 01/06/1968

San Carlos Bagazo Turbo 1 15.00 01/06/1976

INFORME2011

INFORME2011

Pág 16 Pág17




Santa Rosa Diesel TG1 15.0 01/03/1981



El Descanso Diesel - Residuos de Petróleo Crudo G1 4.3 1982




Monay Diesel G1 1.0 1971






Electroquil Diesel U1 47.5 01/05/1996




Rocafuerte Diesel - Residuos de Petróleo Crudo U1 4.2 08/01/2007








Machala Power Gas Natural A 68,8 01/08/2002

Machala Power Gas Natural B 67.6 01/08/2002

Termoguayas Fuel Oil Bloque 1 20.0 01/12/2006




Álvaro Tinajero Diesel G1-CAT 46.5 01/12/1995

Álvaro Tinajero Diesel G2-CAT 35 01/12/1995

Aníbal Santos (Gas) Diesel G1-CAS 20 01/04/1970

Aníbal Santos (Gas) Diesel G2-CAS 20 01/04/1970Aníbal Santos (Gas) Diesel G3-CAS 20 01/04/1970



Aníbal Santos (Vapor) Diesel - Fuel Oil V1-CAS 32.5 1970

San Francisco Norte Diesel G1 2 01/10/1982

G. Hernández Diesel - Fuel Oil U1 5.2 01/03/1967


G. Hernández Diesel - Fuel Oil U3 5.2 01/11/1980G. Hernández Diesel - Fuel Oil U4 5.2 01/11/1980G. Hernández Diesel - Fuel Oil U5 5.2 01/11/1980


Luluncoto Diesel - Fuel Oil U1 2.70 01/02/1974



Catamayo Diesel U10 2.20 1974









Riobamba Diesel Única 2 01/06/1978

Victoria II Diesel - Nafta Victoria II 102 01/04/1999

Selva Alegre Diesel - Residuos de Petróleo Crudo TMC1 13.00 18/07/1900

Lligua Diesel G1 1.80 01/03/1997

Lligua Diesel G2 1.60 01/08/1997

El Cambio U1 3.80 01/06/1980

El Cambio U2 3.60 01/06/1980

Machala Diesel G. M. #4 2.00 01/05/1975

Machala Diesel G. M. #5 2.00 01/02/1976

QUEVEDO Diesel 130.00 01/01/2010

Santa Elena Diesel 70.00 01/02/2010Agoyán U1 78.00 01/09/1987

Agoyán U2 78.00 01/09/1987

Pucará U1 36.50 01/12/1977

Pucará U2 36.50 01/12/1977

Paute 1 105.00 01/05/1983

Paute 2 105.00 01/05/1983

Paute 3 105.00 01/05/1983

Paute 4 105.00 01/05/1983

Paute 5 105.00 01/05/1983Paute 6 115.00 01/11/1991

Paute 7 115.00 01/11/1991

Paute 8 115.00 01/11/1991

Paute 9 115.00 01/11/1991

Paute 10 115.00 01/11/1991

Mazar U1 85.00 01/05/2010

Mazar U2 85.00 01/11/2010

Loreto Loreto 2.1 01/06/2002

Saucay G1 6.00 1987

Saucay G2 6.00 1987

Saucay G3 6.00 2002

Saucay G4 6.00 1978

factor emision co2 2011

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