231208 Citrusvil Español

FORMULARIO DOCUMENTO DE DISEÑO DE PROYECTO (CDM-SSC-PDD) - Versión 03 MDL – Junta Ejecutiva

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MECANISMO PARA UN DESARROLLO LIMPIO

DOCUMENTO DE DISEÑO DE PROYECTO SIMPLIFICADO PARA ACTIVIDADES DE PROYECTO EN PEQUEÑA ESCALA (SSC-CDM-PDD)

Versión 03 – en vigencia desde el 22 de Diciembre de 2006

TABLA DE CONTENIDOS A Descripción general de la actividad del proyecto de pequeña escala B Aplicación de una metodología de línea de base y monitoreo C Duración de la actividad de proyecto / Período de crédito D Impacto ambiental E Comentarios de las partes interesadas

Anexos Anexo 1: Información de los participantes de la actividad de proyecto de pequeña escala propuesto Anexo 2: Información respecto de fondos públicos Anexo 3: Información de la línea de base Anexo 4: Información de monitoreo Anexo 5: El mercado de cítricos en Argentina y el tratamiento de efluentes


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Revisión histórica del documento

Versión Número

Fecha Descripción y motivo de revisión

01 21 de enero 2003

Adopción inicial

02 8 de Julio 2005

• El comité acordó revisar el SSC CDM PDD para reflejar los lineamientos y aclaraciones provistas /sugeridas por el Comité a partir de la versión 01 del presente documento.

• Como consecuencia, los lineamientos para completar el SSC CDM PDD han sido revisados de conformidad con la versión 2. La última versión se encuentra disponible en <http://cdm.unfccc.int/Reference/Documents>.

03 22 de diciembre 2006

• El Comité acordó revisar el documento de diseño de proyecto de actividades de pequeña escala (SSC- CDM-PDD), teniendo en consideración el CDM-PDD y CDM-NM.


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SECCION A. Descripción general de la actividad del proyecto de pequeña escala A.1 Título del proyecto de pequeña escala: Recuperación de biogás y producción de energía térmica en la Planta de cítricos de CITRUSVIL, en Tucumán, Argentina. Versión 01, 17 de noviembre de 2008. A.2 Descripción del proyecto de pequeña escala: CITRUSVIL S.A. es uno de los procesadores de cítricos más grandes del mundo. Cuenta con dos establecimientos industriales (plantas “A” y “B”). Cada planta tiene una capacidad de producción de 60 toneladas de fruta por hora. La materia prima principal es el limón aunque también se procesa pomelo, naranja y mandarina. Sus productos son el jugo, la cáscara deshidratada y el aceite esencial. La molienda actual es de 264.3321 toneladas de fruta al año, la que se lleva a cabo entre los meses de marzo a octubre. Sin embargo, se espera para el 2010 aumentar la producción de la Planta B aproximadamente un 40% (esto permitirá procesar 350.000 toneladas de fruta al año). Los efluentes de las plantas A y B se tratan de manera conjunta. La actividad de proyecto MDL consiste en la captura del biogás producido en los biodigestores anaeróbicos y su utilización para la producción de energía térmica en el proceso industrial. El proyecto de tratamiento de efluentes con recuperación y uso de Biogás para producción de Energía Térmica (de aquí en adelante: “El proyecto”), se situará en la Planta de CITRUSVIL en Cevil Pozo a 15 kilómetros de la capital de la provincia de Tucumán, República Argentina. La actividad de proyecto reduce las emisiones de gases de efecto invernadero de dos maneras: (1) evita que se libere a la atmósfera el metano resultante de la conversión anaeróbica de los efluentes cítricos, por medio de la recuperación del biogás y, (2) a través del reemplazo de gas natural por biogás. CITRUSVIL seleccionó a Biotec International como proveedor de la tecnología. Biotec International de Bélgica es una empresa especializada en el tratamiento de efluentes y la recuperación de biogás. Biotec2 se encarga del diseño y la construcción del sistema de recuperación de biogás. El biogás será utilizado en las calderas de la Planta B que en la actualidad usan gas natural. Aproximadamente el 19% del gas natural actualmente consumido por CITRUSVIL podrá ser reemplazado. Se espera que el proyecto MDL reduzca 48.4283 ton CO2/año. A lo largo de los 21 años de periodo de crédito las reducciones de emisiones llegarían a 1.039.865 ton CO2. Se espera que el proyecto esté en funcionamiento para Mayo/Junio 2009.

1 Valor promedio de 2005/2006 y 2007 2 Biotec tiene amplia experiencia en bio digestión anaeróbica con recuperación de biogás y proyectos MDL (http://www.bio-tec.net/) 3 Valor promedio para el primer periodo crediticio.


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Contribución al desarrollo sustentable. Además de reducir emisiones de gases de efecto invernadero, el proyecto contribuye al desarrollo sustentable de la región y del país en las siguientes formas: Reduce el consumo de combustibles fósiles. Aprovecha un recurso renovable como es el biogás. Mejora en su medida la disponibilidad de gas natural para la región. Se aplica tecnología de avanzada. Contribuye al desarrollo general de la economía, producto de una mayor utilización de mano de

obra y transferencia de tecnología. Se espera que se generen puestos temporales de trabajo durante el período de construcción y permanentes durante la operación.

Este proyecto será un ejemplo. Su concreción ayudará para que pueda ser replicado en otras industrias del sector.

CITRUSVIL ha implementado y certificado de acuerdo a las normas ambientales (ISO 14001.2004). CITRUSVIL es la primer empresa citrícola en el mundo que tiene certificación de su Sistema de Gestión Ambiental. Asimismo, el Grupo Lucci tiene certificación en Buenas Prácticas en Agricultura de conformidad con el protocolo de GlobalGap, versión 2007. CITRUSVIL tiene responsabilidad social y hacia el medio ambiente. Esto queda en evidencia con las iniciativas desarrolladas por la Fundación Vicente Lucci (http://planb-group.com/fundacionvlucci/). El objetivo de la Fundación Vicente Lucci es la acción social mediante la articulación de tres sectores: gubernamental, empresas privadas y comunidades. La Fundación lleva a cabo variadas actividades en el área salud, educación y medio ambiente en Tucumán. A.3 Participantes de proyecto:

Nombre de la parte involucrada (*)

((anfitriona) indica la parte anfitriona)

Entidad (des) Privadas y/o Públicas participantes del

proyecto (*) (como es aplicable)

Por favor indicar si la parte involucrada desea ser considerada como un

participante del proyecto (Sí/No)

Argentina (anfitrión) CITRUSVIL S.A. No Holanda 33 Asset Management B.V. No

(*) De acuerdo con las modalidades y procedimientos del MDL, en el momento de hacer público el Documento de Diseño de Proyecto en la etapa de validación, una parte involucrada puede o no dar su aprobación. Al momento de requerir el registro, es requerida la aprobación de las partes involucradas. Dueño del Proyecto. CITRUSVIL S.A. Compañía privada argentina. Rol en el proyecto. CITRUSVIL es el inversor y el dueño del proyecto MDL. Ver datos de contacto en Anexo I. Comprador de los CERs


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33 Asset Management con sede en Holanda es un fondo de inversión en energías renovables y comprado de créditos de carbono. 33 Asset Management es el comprador de las reducciones certificadas de emisiones (CERs) y desarrollador del PDD. Ver datos de contacto en Anexo I. Otra empresa relacionada con el proyecto: Biotec International SC (Bélgica) es el proveedor de tecnología. Operará y mantendrá la Planta de tratamiento durante los primeros 3 años de funcionamiento. Biotec capacitará al personal de CITRUSVIL. CITRUSVIL operará y mantendrá la Planta de tratamiento en los años sucesivos. A.4 Descripción técnica de la actividad de proyecto de pequeña escala: La actividad de proyecto MDL consiste en la captura del biogás producido en los biodigestores anaeróbicos y su aprovechamiento para producción de energía térmica para el proceso industrial. No existe en el mundo experiencia en bio digestión de efluentes de cítricos. CITRUSVIL comenzó con una primera etapa de investigación que consistió en un estudio biológico de producción de metano en una muestra de laboratorio. Con los resultados de la primera etapa CITRUSVIL contrató a Biotec para desarrollar una planta piloto que trata el 1% de los efluentes de las plantas A y B. Esta planta piloto funcionó desde mayo hasta septiembre de 2008. Se evaluaron dos tecnologías de bio digestión:

1. Reactores de flujo ascendente: Tipo UASB y 2. Reactores tipo “CONTACTO”.

En base a los resultados de las pruebas y a las características del efluente de CITRUSVIL, con más de 10.000 ppm de DQO, y temperatura entre (19-22ºC), Biotec concluyó que los reactores de tipo “CONTACTO” son los más adecuados, por lo tanto ésta será la tecnología a utilizar en el proyecto. A continuación se muestra la instalación de la Planta Piloto:


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Características principales de los componentes de la actividad de proyecto (recuperación de biogás y producción de energía térmica en calderas existentes a partir de biogás):

Sistema de tratamiento de efluentes. Recuperación de biogás y tratamiento de lodos.


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Recuperación de biogás y tratamiento de lodos. La actividad de proyecto MDL propuesta consiste en cubrir los dos biodigestores anaeróbicos con Poli Etileno de Alta Densidad (PEAD) de 1.500 micrones, que resiste las inclemencias del tiempo y provee un sistema para evacuar la acumulación de agua de lluvia. La cubierta tendrá un anclaje a lo largo del perímetro de cada biodigestor para garantizar que se encuentren herméticamente cerrados. El área cubierta aproximada es de 8.500 m2 para cada biodigestor. Se espera un desarrollo de cubierta de hasta 2,5 m de altura. Esto permitirá un almacenamiento aproximado total de 50.000 m3 de biogás. El volumen de biogás proyectado es de alrededor de 46.000 m3/día. Esta cubierta evitará la liberación de biogás a la atmósfera. El sistema de recuperación de biogás se maneja por medio de un sistema de control automático que asegura óptimas condiciones operativas. Los biodigestores aseguran fácil mantenimiento y condiciones biológicas estables a lo largo de la vida del proyecto. El biodigestor tiene un sistema de mezcla interna y un sistema de tuberías que funciona como un by-pass en caso de malfuncionamiento o mantenimiento. Las unidades de remoción de lodo evitan la progresiva acumulación de lodo en el fondo del biodigestor que podría afectar la capacidad de captación de metano. El exceso de lodo estará continuamente en circulación en el sistema de digestión y ocasionalmente será removido del ciclo de re circulación. El lodo será tratado de manera aeróbica para producir compostaje que luego será aplicado en las tierras de CITRUSVIL. En la actualidad CITRUSVIL produce compostaje en 4 hectáreas y ferti-irriga 500 hectáreas de plantaciones de limones. No existen condiciones anaeróbicas en el proceso de manejo del lodo, por ello las emisiones de metano son consideradas insignificantes. Distribución del biogás. La composición del biogás recuperado es típica y principalmente metano (66%). La distancia entre la captación del biogás y las calderas es de aproximadamente 500 metros. Las cañerías serán diseñadas para un flujo diario máximo estimado de biogás de 46.000 m3/día. El sistema de distribución de biogás incluye cañerías para el flujo de biogás y sopladores de biogás para el transporte del gas. El sistema de cañerías también incluye: sistema de condensación de agua (para remover el contenido de agua), filtros biológicos y químicos para H2S (para eliminar impurezas4), medición del flujo de biogás, análisis del biogás (CH4, CO2, O2, H2S), antorcha (para quemar el exceso de biogás o durante tareas de mantenimiento), elementos de medición de presión en varios puntos, válvulas y accesorios, puntos de muestreo y varios sopladores para inyectar el biogás dentro de las diferentes unidades de combustión. El biogás pasará por secadores de 2.600 m3/h y luego por sopladores (3 x 1.300 m3/h – Presión: 180 mbar), el que luego será impulsado hacia las calderas en Planta B. Por cuestiones de seguridad y para minimizar pérdidas el sistema de cañerías será periódicamente revisado y mantenido si fuera necesario. Energía térmica Las dos calderas a modificar, actualmente pueden funcionar con gas natural o con GLP aunque sólo funcionan con GLP cuando no hay gas natural disponible. Los dos combustibles usan el mismo quemador, las mismas cañerías y juego de válvulas. Las modificaciones que forman parte de la actividad de proyecto permitirán un funcionamiento dual (Biogás o Gas Natural) con operación independiente, es decir que cada caldera funcionará 100% con biogás o 100% con gas natural. Será necesario instalar en cada caldera un nuevo quemador, un nuevo juego de válvulas, instrumentación y software para optimizar la operación. El sistema de control será modernizado. Para ello se instalará un PLC e instrumentos de medición con salida 4-20 mA. De este

4 En el biogás generado se encuentra aproximadamente un 0,6% de H2S (6.000 ppm). El sistema BIOTEC contempla una depuración biológica de este H2S mediante bacterias (Thiobacillus) a nivel de la carpa y un sistema de depuración independiente que consta de unos filtros químicos de 24 m3, en los que se utilizará Fe2O3. La remoción estimada de H2S en el sistema es de 90%.


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modo se podrá establecer la mejor estrategia para seleccionar el combustible a través de lazos de control independientes, uno para el biogás y otro para el oxígeno. Para casos de emergencia o excepcionales en los que no se utiliza el biogás en las calderas se colocará un flare (antorcha) para 3.000 m3/hora, que incluirá trampa de antorcha, para que pueda quemarse el biogás. En condiciones normales, todo el biogás recuperado será usado en las calderas. No se espera que haya biogás en exceso. Todo el sistema de manejo de biogás estará automatizado, se colocarán: • Equipos de medición de: temperatura, presión, caudal de biogás y caudal de aire. • Equipo portátil de medición de metano, CO2, Oxigeno y H2S. • Sistemas de comunicación y monitoreo (SCADA, Software, Computadora, Bus Industrial y PLC). Las calderas a adaptar son: Planta B

Caldera 1

Caldera 2

Capacidad térmica

5,26 MWth 3,91 MWth

Marca Gonella Gonella

Modelo HDE 80/12 3 PHD 60/10

Producción 8 ton/h de vapor saturado a 12 kg/cm2 de presión.

6 ton/h de vapor saturado a 10 kg/cm2 de presión.

Utilización vapor para proceso en Planta B. vapor para proceso en Planta B.

Se espera una producción de 3,8 millones de m3/año de CH4 a partir de 2010. Este volumen de metano reemplazará en su proporción al gas natural. El consumo anual de CITRUSVIL es de 18,31 millones de m3 de gas natural. El biogás capturado permitirá reemplazar casi el 19% del gas natural actualmente consumido.

A.4.1. Ubicación de la actividad de proyecto de pequeña escala:

A.4.1.1. País Anfitrión: República Argentina.

A.4.1.2. Región/ Estado/ Provincia etc: Provincia de Tucumán, Departamento Cruz Alta.

A.4.1.3. Ciudad/ Pueblo/Comunidad: Cevil Pozo.


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A.4.1.4 Detalle de la ubicación física, incluyendo información que permita la identificación única de la actividad de proyecto de pequeña escala: El proyecto se ubica al norte de Argentina. CITRUSVIL S.A. está ubicada en la Ruta 302, kilómetro 7, Cevil Pozo Provincia de Tucumán. Cevil Pozo está localizado a 15 km al norte de San Miguel de Tucumán, la mayor ciudad de la región y capital de la provincia. El mapa más abajo muestra la ubicación del proyecto en Argentina.

La ubicación de los biodigestores será a la altura del km 7,5 de la Ruta 302 a aproximadamente 500 metros de distancia de la ruta, dentro del predio de la empresa CITRUSVIL S.A. Las calderas en las que se aprovechará el biogás recuperado se encuentran en la Planta B de CITRUSVIL.


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El ángulo superior derecho se encuentra a: 26° 51.126” S 65° 8.136’ O A.4.2 Tipo y categoría (s) y tecnología/medidas de la actividad de proyecto de pequeña escala: Tipo y categoría (s): El proyecto contiene dos componentes: una de tratamiento de efluentes con recuperación de biogás y otra de producción de energía térmica para consumo propio. Por lo tanto involucra los siguientes sectores: Tipo III (Otras actividades). Sector: 13 “Tratamiento y disposición de residuos”. La actividad de proyecto encuadra dentro de la aplicabilidad de la metodología de pequeña escala AMS III. H. “Recuperación de metano en Tratamiento de efluentes”, versión 10. La opción iv) de las tecnologías/medidas que pueden considerarse dentro esta metodología establece:


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iv) Introducción de recuperación y combustión de metano en un sistema existente anaeróbico de tratamiento de efluentes del tipo reactor anaeróbico, laguna, tanque séptico o sistemas específicos para una planta industrial5.

El proyecto consiste en la recuperación de biogás en biodigestores anaeróbicos en un sistema de tratamiento de efluentes sin recuperación de metano. El biogás recuperado será utilizado en las calderas para la producción de vapor para el proceso industrial. La reducción de emisiones esperada como consecuencia de la captura del biogás es de 40.503 tonCO2/año durante el 2009 y de 48.061 tonCO2/año a partir de 2010, ya que se espera ampliar la producción en la Planta B y por lo tanto tratar mayor cantidad de efluentes. La reducción de emisiones esperada como consecuencia de evitar la liberación de metano es menor a 60.000 toneladas de CO2 al año, y por ello el Proyecto encuadra en la categoría de actividad de proyecto de pequeña escala. Tipo I (Proyectos de energía renovable) Sector: 1 “industrias de energía (fuentes renovables/no renovables)”. La actividad de proyecto encuadra dentro de la aplicabilidad de la metodología de pequeña escala AMS I.C. “Energía térmica para el usuario con o sin generación de electricidad”, versión 13. La actividad de proyecto prevé aprovechar una fuente renovable como el biogás recuperado para reemplazar gas natural y producir energía térmica para el proceso industrial de la Planta B. Para ello se adaptarán dos calderas actuales para que puedan funcionar con biogás o con gas natural. Las capacidades de las calderas son: 3,91 MWth y 5,26 MWth. El biogás capturado sólo podrá reemplazar parte del gas natural consumido. No se supera el límite de 45 MWth establecido para proyectos de pequeña escala y por lo tanto el proyecto encuadra en la categoría de pequeña escala. A.4.3. Cantidad estimada de reducción de emisiones a lo largo del período de crédito elegido:

El primer período de crédito es de 7 años: desde el 01/06/2009 hasta el 31/05/2016 con opción a renovarlo 2 veces. El período de crédito total de 21 años, incluyendo dos renovaciones, irá desde 01/06/2009 hasta 31/05/2030. De acuerdo a lo establecido en las metodologías AMS I.C. versión 13 y a la AMS III.H. versión 10 la cantidad de reducciones estimadas ex-ante para el primer período de crédito es de 338.993 ton CO2.

Año Estimación anual de reducción de emisiones en toneladas de CO2equiv

16 38.619 2 50.062 3 50.062 4 50.062

5 Otras tecnologías de acuerdo a las alternativas incluidas en el capítulo 6, ítem 6.3. de Tratamiento de efluentes y disposición de la Guía de 2006 del Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático (IPCC) para el inventario de gases de efecto invernadero. 6 Fecha de inicio: 01/06/2009. El primer período de crédito comienza el 01/06/2009 y termina el 31/05/2016.


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5 50.062 6 50.062 7 50.062

Total estimado de reducciones (toneladas de CO2e)

338.993

Total de años de crédito 7 Promedio anual de reducciones estimadas a lo largo del período de crédito (toneladas de CO2e)

48.428

A.4.4 Fondos Públicos para la actividad de proyecto de pequeña escala: El proyecto es financiado por CITRUSVIL S.A. y no habrá fondos de países Anexo I involucrados en el proyecto.

A.4.5 Confirmación de que la actividad de proyecto de pequeña escala no es componente de una actividad de escala mayor: El proyecto de CITRUSVIL es un proyecto de pequeña escala que entra dentro de la categoría I.C. (energía térmica para consumo del usuario a partir de una fuente renovable que desplaza un combustible fósil) y tipo III.H. (Introducción de recuperación y combustión de metano en un sistema existente de tratamiento anaeróbico de efluentes sin recuperación de metano). El Apéndice C de las Modalidades y Procedimientos Simplificados para las actividades de proyectos MDL de pequeña escala establece: La actividad de proyecto de pequeña escala debe ser considerada como parte componente de una actividad de proyecto mayor si se cumple que hay otra actividad de proyecto MDL de pequeña escala registrada o con requerimiento de registro en la que se verifican todas las siguientes condiciones:

• los mismos participantes de proyecto; • la misma categoría y tecnología/medida; • registrado dentro de los 2 últimos años y • cuyos límites de proyecto se encuentren a menos de 1 km de los límites del proyecto propuesto en

su punto más cercano. Como este es el primer proyecto de CITRUSVIL, no puede ser considerado componente de una actividad de mayor escala.


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SECCIÓN B Aplicación de una metodología de línea de base y monitoreo B.1 Título y referencia de la metodología aprobada de línea de base y monitoreo aplicada a la actividad de proyecto de pequeña escala: Las metodologías aprobadas de línea de base y monitoreo aplicadas a la actividad de proyecto de pequeña escala son: Versión 13 de AMS-I.C.: “Energía térmica para el usuario con o sin electricidad” Versión 10 de AMS-III.H.: “Recuperación de metano en tratamiento de efluentes”. Versión 13 de AMS-I.D.: “Generación de electricidad a partir de una fuente renovable conectada a la red”. Versión 01 de la Herramienta para calcular el factor de emisiones de un sistema eléctrico. Herramienta para determinar las emisiones propias por la combustión en antorcha de gases que contienen metano. Para mayor información por favor referirse a http://cdm.unfccc.int/methodologies/approved. B.2 Justificación de la elección de la categoría de proyecto: Componente 1: Recuperación de metano en tratamiento de efluentes. Proyecto tipo III. • La metodología AMS III.H. “Recuperación de metano en Tratamiento de efluentes”, en su versión 10 establece que es aplicable a proyectos que implementan medidas para recuperar el biogás en sistemas de tratamiento de efluentes y cuyas reducciones de emisiones no superan las 60.000 tonCO2/año. La metodología aplica para diferentes medidas/tecnologías para recuperación del biogás. La actividad de proyecto se enmarca dentro de la opción iv) de las medidas incluidas en la metodología:

(iv) Introducción de recuperación y combustión de biogás en un sistema existente de tratamiento anaeróbico de efluentes del tipo reactor anaeróbico, laguna, tanque séptico o sistema de tratamiento en una planta que emplee otra tecnología incluida en la tabla 6.3. del capítulo 6 de la Guía de 2006 del IPCC para inventarios de gases de efecto invernadero.

Además la metodología plantea 3 actividades posibles a desarrollar con el metano recuperado, la opción 2 a) producción directa de energía térmica o eléctrica, es la que aplica ya que el proyecto consiste en recuperar el biogás producido en sendos biodigestores anaeróbicos y aprovecharlo para producción de energía térmica en el proceso industrial. Los dos biodigestores serán cubiertos para recuperar el biogás, el que se aprovechará para producción de energía térmica en reemplazo de gas natural. Las reducciones esperadas debidas a la recuperación del biogás alcanzan los 40.513 ton CO2/año en 2009 y 48.061 a partir de 2010. Por lo tanto no superarán el límite de 60.000 ton CO2/año. Componente 2, producción de energía térmica para el usuario con o sin electricidad. Proyecto tipo I. La metodología AMS I.C. “Energía térmica para el usuario con o sin electricidad” en su versión 13 establece las siguientes condiciones de aplicabilidad:

Comprende tecnologías de energía renovable que abastecen hogares individuales o usuarios con energía térmica que desplaza combustibles fósiles.


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Donde la capacidad de generación térmica está especificada por el fabricante, ésta debe ser menor a 45 MW.

La actividad de proyecto prevé aprovechar el biogás recuperado para reemplazar gas natural y producir energía térmica para el proceso industrial de la Planta B. Para ello se adaptarán dos calderas actuales para que puedan funcionar con biogás o gas natural. El biogás recuperado sólo podrá reemplazar parte del gas natural consumido. La capacidad térmica de las calderas a adaptar para la actividad de proyecto es: Producción Caldera 1: 8 ton/h

2,22 kg/s = (8 x 1.000 / 3.600) Energía del vapor: 2.789,84 kJ/kg (a 12 kg/cm2 y 190ºC) Energía del agua (a 100 °C): 419,90 kJ/kg Capacidad Caldera 1: 2,22 x ((2.789,84 – 419,9)/1.000)

5,26 MWth Producción Caldera 2: 6 ton/h

1,66 kg/s = (6 x 1.000 / 3.600) Energía del vapor: 2.777,95 kJ/kg (a 10 kg/cm2 y 180ºC) Energía del agua (a 100 °C): 419,70 kJ/kg Capacidad Caldera 2: 1,66 x ((2.777,95 – 419,7)/1.000)

3,91 MWth Proyección de la demanda de vapor en la Planta B: Durante el año 2008 los requerimientos de vapor para el proceso en la Planta B fueron de 8.325 kg/h. CITRUSVIL adquirió un nuevo equipo multifunción que será instalado en la Planta B para la zafra de 2009. El requerimiento de este equipo que destilará el jugo será de 3.089 kg de vapor por hora, es decir que la cantidad de vapor necesario alcanzaría los 11.414 kg/h. Esta demanda será suministrada por las calderas existentes. Las caldera Nº 1 y Nº 2 pueden proveer un máximo de 14.000 kg de vapor/h. En 2010 CITRUSVIL aumentará la producción en la Planta B, para eso se instalarán nuevos equipos. Además, CITRUSVIL planea hacer más eficiente el proceso, recuperando más subproductos. Esto último lleva a un importante incremento en la demanda de vapor en la Planta B. Los requerimientos futuros de vapor serán de 17.486 kg/h. Con las calderas actuales la demanda no podrá ser cubierta, por esto CITRUSVIL planea comprar una nueva caldera que funcionará con biogás o gas natural. CITRUSVIL está analizando dos alternativas: Opción 1: Vender la caldera Nº 2 de 6 ton/h de vapor y comprar una nueva caldera de 15 ton/h de vapor a 10-12 kg/cm2. Opción 2: Comprar una nueva caldera de 6 ton/h de vapor a 10-12 kg/cm2 La capacidad térmica de las calderas de Planta B en 2010 podría llegar a 15 MWth. Esto no excede el límite de 45 MWth establecidos para proyectos de pequeña escala. Por lo tanto la actividad de proyecto MDL encuadra dentro de los términos de la metodología AMS. I.C. B.3 Descripción de los límites de proyecto:


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De acuerdo a la metodología AMS-III.H. “Recuperación de metano en Tratamiento de efluentes”, en su versión 10, los límites del proyecto comprenden el lugar físico, geográfico donde el tratamiento de los efluentes se lleva a cabo en el escenario de referencia y en la situación con proyecto. Cubre todas las instalaciones afectadas por la actividad de proyecto incluyendo los sitios donde se lleva a cabo el procesamiento, transporte y aplicación de los residuos del tratamiento al igual que donde se utiliza el biogás. La implementación de la actividad de proyecto en un sistema de tratamiento de efluentes afectará a ciertas secciones de los sistemas de tratamiento mientras que otras pueden permanecer sin ser afectadas. Los sistemas no afectados por la actividad de proyecto, por ejemplo: secciones operativas en el escenario con proyecto bajo las mismas condiciones que en el escenario de línea de base (Ej. flujo de efluentes y contenido de DQO, temperatura, tiempo de retención, etc.) serán descriptos en el PDD, pero las emisiones de esas secciones no deben ser consideradas en los cálculos de las emisiones de la línea de base y ni con proyecto (ya que las mismas emisiones ocurrirían tanto en los escenarios de la línea de base como en el escenario con proyecto). La evaluación y la identificación de los sistemas afectados por la actividad de proyecto será llevada a cabo ex-ante, y el PDD justificará la exclusión de las secciones o componentes del sistema. Los sistemas de tratamiento (lagunas, reactores, digestores, etc.) que serán cubiertos y/o equipados para la recuperación del biogás por la actividad de proyecto pero que continúan operando con la misma cantidad de efluente de entrada, volumen (tiempo de retención) y temperatura (calor) que en el escenario de base, puede ser considerada como no afectada, por ejemplo: la generación potencial de metano. Por otra parte, de acuerdo a la metodología AMS I.C. los límites del proyecto comprenden el lugar físico, geográfico de las unidades de generación de energía térmica renovable. Los límites del proyecto incluyen:


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B.4 Descripción de la línea de base y su desarrollo: La actividad de proyecto propuesta recupera el metano producido en el sistema de tratamiento anaeróbico de los efluentes de las Plantas A y B de CITRUSVIL S.A. Esto evita que se libere metano a la atmósfera con las consiguientes emisiones. El metano tiene un poder de calentamiento global de 21. Además el proyecto aprovecha el biogás recuperado para producción de energía térmica para los procesos de la planta B. El biogás se utilizará en dos calderas existentes que en ausencia del proyecto hubieran empleado gas natural. La actividad de proyecto reduce emisiones de gases de efecto invernadero debido a:

(a) Recuperación de metano en tratamiento de efluentes. (b) Producción de energía térmica a partir de biogás

La metodología AMS III.H. versión 10 establece que en los casos en los que se produce en forma directa energía térmica a partir del biogás recuperado se tenga en cuenta para dicha componente lo establecido en la metodología AMS I.C. y por lo tanto se describen a continuación sendas líneas de base:

Recuperación de metano en tratamiento de efluentes: Los efluentes hasta octubre de 2008 (finalización de la zafra 2008) fueron tratados en un sistema de nueve (9) lagunas abiertas con una profundidad promedio de 3,5 metros, que totalizaban un volumen de 160.000 m3. Dichas lagunas estaban sub-dimensionadas con respecto al caudal y a la carga orgánica actual y proyectada. Las lagunas no tenían impermeabilización. Su sistema hidráulico de flujo funcionaba por vasos comunicantes, mediante caños (tuberías) en el fondo, permitiendo el paso directo a la laguna aledaña. La producción de olores era mitigada con un producto llamado Odorblock, mediante un mecanismo de aspersión sobre el espejo de agua. Este producto provocaba la licuefacción de los depósitos de materia orgánica en anaerobiosis. El efluente final era utilizado para riego de 500 hectáreas de plantaciones de limones pertenecientes a CITRUSVIL. Dadas las deficiencias del sistema de tratamiento, el efluente podía salir con pH bajo y concentraciones altas de DQO que no cumplían con la legislación vigente7. Con este sistema de tratamiento, los efluentes ingresaban con un contenido de DQO promedio de 11.700 ppm y salían con un contenido de DQO de 10.000 ppm aproximadamente.

Sistema de lagunas en la situación actual

El sistema no podía alcanzar la remoción necesaria de DQO para cumplir con los términos de la resolución provincial. Por ello, CITRUSVIL tomó la decisión de mejorar su sistema de tratamiento actual. 7 Resolución Provincial N° 1265 del Consejo Provincial de Salud. Establece parámetros máximos de 500 ppm de Demanda Química de Oxígeno (DQO) para que el efluente pueda aplicarse por ferti-irrigación


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Para esto contrató a la empresa Biotec International (Bélgica) en Abril de 2008 para desarrollar la Planta Piloto y en Agosto de 2008 para que diseñe el sistema complementario de tratamiento de efluentes para cumplir con la legislación. Actualmente se está construyendo 1 laguna de homogenización de 10.000 m3 + 2 biodigestores anaeróbicos abiertos de 40.000 m3 cada uno. Al mismo tiempo, se está haciendo la adaptación de las lagunas existentes para el tratamiento final de los efluentes. El sistema de tratamiento de efluentes reducirá el 75% de la DQO en los biodigestores anaeróbicos (descarga con una DQO de 3.000 ppm). El sistema de post-tratamiento permitirá a CITRUSVIL reducir la DQO de 3.000 ppm a 500 ppm. Este sistema de tratamiento de efluentes será finalizado en abril de 2009 y entrará en operación en mayo de 2009. Este sistema es la línea de base del proyecto MDL ya que:

1. para CITRUSVIL operar un sistema de tratamiento de efluentes con lagunas abiertas es continuar con lo que ha venido haciendo. El sistema de lagunas abiertas concatenadas es el que requiere la mínima inversión para cumplir con la legislación de vertido de efluentes ya tratados.

2. la legislación Argentina no exige la recuperación de biogás. 3. la práctica usual del sector de las industrias citrícolas es que se utilicen lagunas abiertas para el

tratamiento de sus efluentes. La alternativa de cubrir las lagunas anaeróbicas requiere una inversión adicional. Sin los ingresos provenientes de la venta de los bonos de carbono este sistema no se implementaría. Adicionalmente, este tipo de sistema nunca ha sido implementado en una industria del sector citrícola en Argentina. Sobre la base del análisis anterior se puede concluir que el escenario de línea de base para la recuperación de metano es la continuación del sistemas de tratamiento de efluentes actual (sistema de lagunas abiertas bajo condiciones anaeróbicas sin recuperación de metano) donde el metano generado es liberado a la atmósfera. Como el sistema está en construcción se tomarán los resultados de operación de la Planta Piloto para realizar la estimación ex ante de las reducciones de emisiones de la línea de base. Una vez que comience a operar se realizará una campaña de 10 días de medición de acuerdo a lo establecido en la metodología AMS III.H. versión 10. Estos datos reales serán los que se utilicen para la verificación de las reducciones de emisiones.

Producción de energía térmica a partir de biogás: Con respecto a la producción de energía térmica para el proceso en la Planta B, la línea de base es continuar con la operación actual, es decir que las calderas funcionen a partir de gas natural. Esto no requiere de ninguna inversión. De acuerdo a lo establecido en la AMS I.C. la línea de base simplificada es el consumo de combustible fósil que se hubiera tenido en ausencia del proyecto multiplicado por el factor de emisiones del combustible fósil desplazado. B.5 Descripción de cómo las emisiones antropogénicas de gases de efecto invernadero por fuentes son reducidas por debajo de aquellas que hubieran ocurrido en ausencia de la actividad registrada de proyecto MDL de pequeña escala: De acuerdo al Anexo A del Apéndice B de Modalidades y Procedimientos Simplificados para actividades de proyectos MDL de pequeña escala, el participante de proyecto debe proveer una explicación que muestre que la actividad de proyecto no hubiera ocurrido por al menos una de las siguientes barreras:


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(a) Barrera a la inversión (b) Barrera tecnológica (c) Barrera debido a la Práctica Usual (d) Otras barreras La práctica usual de las plantas citrícolas es tratar sus efluentes en lagunas abiertas bajo condiciones anaeróbicas. En ausencia de la actividad de proyecto CITRUSVIL continuaría con esta práctica. CITRUSVIL S.A. implementará la actividad de proyecto más allá de la legislación sectorial con el objetivo de evitar la emisión de metano a la atmósfera y para aprovechar el biogás como combustible renovable en calderas que actualmente utilizan gas natural, contribuyendo aún más a la reducción de emisiones. La actividad de proyecto y la reducción de emisiones no ocurrirían en ausencia de la actividad de proyecto debido a la falta de incentivo o deseo de cambiar la práctica usual de tratamiento de efluentes en lagunas abiertas que cumplen con los estándares ambientales y más aún considerando la barrera que la actividad de proyecto tiene que superar por ser un proyecto innovador en las empresas del sector citrícola. La actividad de proyecto dependerá de los ingresos adicionales provenientes de la venta de los CERs. CITRUSVIL será la primer empresa del sector citrícola en incorporar este tipo de tecnología. La aprobación del proyecto MDL tendrá un impacto nacional que incentivará a otras plantas citrícolas en la provincia de Tucumán a replicar la actividad. La adicionalidad del proyecto de CITRUSVIL queda demostrada por ser el “primer proyecto de su tipo”. No existe en Argentina ninguna empresa del sector citrícola que tenga operando un sistema de tratamiento de sus efluentes con recuperación y aprovechamiento del biogás producido. No obstante y a modo de información complementaria se exponen diferentes barreras que deberá superar el proyecto. Barreras a la inversión El proyecto de recuperación y aprovechamiento del biogás requiere una inversión del orden de 1,5 millones de dólares adicionales a los 2,3 millones que requiere el sistema de tratamiento de efluentes. El contexto de crisis global y en particular la situación en países en vías de desarrollo como es el caso de Argentina en el que hay muy poco o ningún acceso al financiamiento para este tipo de proyectos, ésta resulta una barrera que con la ayuda de los ingresos de la venta de los CERs puede superarse. En este sentido, el MDL no sólo otorga ingresos adicionales, sino que también mejora el perfil del proyecto para su financiación. Práctica usual La práctica usual del sector citrícola es tratar sus efluentes en lagunas anaeróbicas abiertas sin recuperación del metano. No hay ningún proyecto desarrollado que recupere el biogás. La práctica usual muestra entonces que existe una barrera a la implementación de sistemas que recuperen biogás. Los ingresos provenientes del MDL ayudarán a superar esta barrera. Barrera tecnológica No existe en Argentina un proveedor local de tecnología para recuperación del biogás. Esto hizo que CITRUSVIL contrate los servicios de Biotec International SC con sede en Bélgica para diseñar e


19

implementar el sistema. Para optimizar el funcionamiento de los biodigestores y minimizar los riesgos Biotec será responsable de operar durante los 3 primeros años la planta de tratamiento de efluentes. Biotec además capacitará al personal de CITRUSVIL para que opere y mantenga la planta de tratamiento en los años sucesivos. Las calderas serán adaptadas para que puedan funcionar con gas natural o biogás de manera independiente. Esta modificación incluye un nuevo quemador, juegos de válvulas, cañerías, instrumentación y programación. Todas estas modificaciones devienen en un riesgo para el proceso de producción en CITRUSVIL ya que la producción necesita que las calderas operen correctamente. Los ingresos provenientes de la venta de los CERs permiten que CITRUSVIL pueda superar esta barrera. Existe un riesgo por ser los primeros en instalar un sistema de este tipo en Argentina. Finalmente, a partir del análisis de las barreras se puede concluir que el proyecto no hubiera ocurrido sin la ayuda del MDL y los ingresos adicionales de los CERs. La actividad de proyecto MDL va más allá de la legislación aplicable y de las prácticas usuales en Argentina. Existen también barreras tecnológicas que impiden la implementación de estos sistemas. Se puede concluir que la actividad de proyecto MDL enfrenta barreras que impiden su implementación. Por lo tanto la actividad de proyecto MDL es “adicional al escenario de línea de base”.

B.6. Reducción de emisiones:

B.6.1. Explicación de las elecciones metodológicas: La actividad de proyecto tiene dos componentes, una de recuperación de metano y otra de producción de energía térmica para consumo propio. Las reducciones de emisiones por recuperación de metano son estimadas en base a la metodología para pequeña escala: AMS.III.H.: “Recuperación de metano en tratamiento de efluentes” (versión 10). El escenario de línea de base elegido es la opción iv) (ver sección B.2.) ya que este escenario es el que mejor representa la situación de línea de base. Las reducciones de emisiones ex-ante que resultan de la recuperación del metano se basan en datos recolectados durante el funcionamiento de la planta piloto. Esto se debe a que el escenario de línea de base está en construcción. Las reducciones de emisiones se determinarán ex -post por medio de la medición durante un año de la cantidad de biogás recuperado y usado como combustible o quemado en la antorcha. Las reducciones de emisiones ex-ante que resulten del desplazamiento del gas natural que hubiera sido utilizado para la producción de energía térmica son estimadas de acuerdo a lo establecido en la metodología de línea de base para pequeña escala AMS I.C. “Energía térmica para el usuario con o sin electricidad” versión 13. Las reducciones de emisiones ex - post se determinarán en función de la cantidad de energía térmica producida con el biogás recuperado. La cantidad total de metano recuperado es monitoreada a través de la medición de la cantidad de metano usado para producir energía térmica y la cantidad de biogás quemado en la antorcha. (ver B.7.1.)

B.6.2. Datos y parámetros disponibles en la validación:


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Dato / Parámetro: TFF2009 Unidad del dato: ton /año Descripción: La cantidad proyectada de fruta fresca a ser procesada en Planta A + Planta B

en 2009 Fuente usada para el dato:

CITRUSVIL

Valor aplicado: 264.332 Justificación de la elección del dato o descripción de métodos de medición y procedimientos actualmente aplicados:

Algún comentario:

Dato / Parámetro: TFF2010 Unidad del dato: ton /año Descripción: La cantidad proyectada de fruta fresca a ser procesada en Planta A + Planta B a

partir de 2010 Fuente usada para el dato:

CITRUSVIL


CITRUSVIL aumentará la capacidad de producción de la Planta B. Actualmente tiene una capacidad de 60 toneladas de fruta fresca /h que aumentará 84 ton FF/h.

Algún comentario:

Dato / Parámetro: TFFPB2010 Unidad del dato: ton /año Descripción: La cantidad proyectada de fruta fresca a ser procesada en la Planta B a partir

de 2010 y años sucesivos Fuente usada para el dato:

CITRUSVIL


Algún comentario:


21

Dato / Parámetro: TFFPB2009 Unidad del dato: ton /año Descripción: La cantidad proyectada de fruta fresca a ser procesada en Planta B en 2009 Fuente usada para el dato:

CITRUSVIL


Algún comentario:

Dato / Parámetro: WW Unidad del dato: m3/ton fruta fresca Descripción: El volumen promedio de efluente por tonelada de fruta fresca procesada. Fuente usada para el dato:

CITRUSVIL

Valor aplicado: 4,0 Justificación de la elección del dato o descripción de métodos de medición y procedimientos actualmente aplicados:

CITRUSVIL contrató a Biotec para caracterizar los efluentes y parámetros necesarios para diseñar el sistema de tratamiento de efluentes con recuperación de metano.

Algún comentario:

Dato / Parámetro: CODinflow8

Unidad del dato: ton/m3 Descripción: Demanda Química de Oxígeno por m3 de efluentes ingresantes al sistema de

tratamiento Fuente usada para el dato:

CITRUSVIL


El análisis de laboratorio de los efluentes es una fuente de información confiable. Un análisis frecuente de la muestra puede ser realizado en un laboratorio en el lugar y las observaciones se registrarán. El sistema de recuperación de biogás ha sido diseñado teniendo en cuenta el valor de contenido de DQO más elevado para poder operar en niveles adecuados.

Algún comentario: CITRUSVIL realizó pruebas a los efluentes y el valor promedio de contenido de DQO resultó de 11.700 mg/litro.

8 COD (Chemical Oxygen Demand) que en español es DQO (Demanda Química de Oxígeno)


22

Dato / Parámetro: CODoutflow Unidad del dato: ton/m3 Descripción: Demanda Química de Oxígeno por m3 de efluentes después de los bio

digestores. Fuente usada para el dato:

CITRUSVIL


Este es un parámetro de diseño.

Algún comentario: Los bio digestores removerán el 75% de la DQO. Dato / Parámetro: MCFww,treatment,BL, Unidad del dato: Descripción: Factor de corrección de Metano pare el tratamiento de efluentes en la

línea de base. Fuente usada para el dato:

Tabla I de la AMS III.H versión 10 correspondiente a reactor Anaeróbico sin recuperación de metano.


Algún comentario: Dato / Parámetro: Bo,ww Unidad del dato: kg CH4/kg CODremovida Descripción: Capacidad de producción de Metano del efluente. Fuente usada para el dato:

Datos de CITRUSVIL, de acuerdo a las mediciones realizadas durante la operación de la planta piloto


Este valor ha sido calculado de acuerdo a los datos obtenidos in situ con la planta piloto: 0,58 m3 biogás/kg CODremovida y la composición del biogás capturado: 66% de CH4. 0,58 (m3 biogás/kg CODremovido ) x 0,6666 (m3 CH4/ m3 biogás) = 0,348 m3 CH4/kg CODremovido . 1 m3 de CH4 = 0,7168 kg de CH4 (valor standard). Entonces, 0,348 m3 CH4/kg CODremovido = 0,2494 kg CH4/kg CODremovido

Algún comentario:


23

Dato / Parámetro: UFBL Unidad del dato: Descripción: Factor de corrección del modelo para tener en cuenta incertidumbres del

modelo Fuente usada para el dato: Valor por defecto mencionado en la metodología.


Algún comentario: Dato / Parámetro: GWPCH4 Unidad del dato: tonCO2e/tonCH4 Descripción: Potencial de Calentamiento Global del CH4 Fuente usada para el dato: Valor por defecto mencionado en la metodología.

Valor aplicado: 21 Justificación de la elección del dato o descripción de métodos de medición y procedimientos actualmente aplicados:

Algún comentario: Dato / Parámetro: OT Unidad del dato: h/año Descripción: Operación del sistema de tratamiento de efluentes durante la época de

cosecha. Fuente usada para el dato: CITRUSVIL


El proceso industrial de la fruta fresca se realiza durante el periodo de cosecha desde marzo a octubre. Las plantas trabajan 24 horas durante 150 días por año.

Algún comentario:


24

Dato / Parámetro: PCBL Unidad del dato: kW Descripción: Potencia instalada de los equipos eléctricos asociados al sistema de

tratamiento de efluentes en el escenario de línea de base. Fuente usada para el dato: CITRUSVIL


Basado en el diseño del sistema de tratamiento de efluentes sin recuperación de metano.

Algún comentario: Ver Anexo 3 Dato / Parámetro: PCp Unidad del dato: kW Descripción: Potencia instalada de los equipos eléctricos asociados al sistema de

tratamiento de efluentes en el escenario con proyecto. Fuente usada para el dato: CITRUSVIL


Basado en el diseño del sistema de tratamiento de efluentes con recuperación de metano y producción de energía térmica en la Planta B.

Algún comentario: Ver Anexo 3 Dato / Parámetro: CMred Unidad del dato: ton CO2/MWh Descripción: Margen combinado de la red eléctrica de Argentina. Fuente usada para el dato: Secretaría de Energía


Datos oficiales publicados por la Secretaría de Energía del factor ex ante de emisión de CO2 en la red nacional Argentina. Calculado de acuerdo a la “herramienta para el cálculo del factor de emisión para un sistema eléctrico”. Se usó la opción de Margen de Operación por el método Simple Ajustado. Margen de Operación: 0,51 tonCO2/MWh (valor promedio de 2005/2006 y 2007). Margen de Construcción: 0,347 tonCO2/MWh El Margen Combinado es el promedio entre el BM y el OM http://energia3.mecon.gov.ar/contenidos/verpagina.php?idpagina=2311

Algún comentario:


25

Dato / Parámetro: BC1 Unidad del dato: kg de vapor /h Descripción: Capacidad de la Caldera Nº1 Fuente usada para el dato: CITRUSVIL


Algún comentario: Dato / Parámetro: BC2 Unidad del dato: kg de vapor/h Descripción: Capacidad de la Caldera Nº2 Fuente usada para el dato: CITRUSVIL


Algún comentario: Dato / Parámetro: SD2009 Unidad del dato: kg de vapor/h Descripción: Cantidad de vapor demandado en el proceso en Planta B. Base horaria para

2009. Fuente usada para el dato: CITRUSVIL


Algún comentario:


26

Dato / Parámetro: SD2010 Unidad del dato: kg de vapor /h Descripción: Cantidad de vapor demandado en el proceso en Planta B. Base horaria para

2010 y años sucesivos. Fuente usada para el dato: CITRUSVIL


Algún comentario: Dato / Parámetro: ING2009 Unidad del dato: m3 gas natural /ton de Fruta Fresca Descripción: Índice de gas natural necesario para la producción de Vapor para Planta B por

tonelada de Fruta Fresca procesada. Este índice corresponde a la demanda de vapor de 2009.

Fuente usada para el dato: CITRUSVIL


Este índice ha sido calculado sobre la base de información histórica y la demanda de nuevos equipos que serán instalados en 2009. El nuevo equipamiento será instalado para recuperar mayor cantidad de subproductos de la materia prima. El proceso será más eficiente.

Algún comentario: Dato / Parámetro: ING2010 Unidad del dato: m3 gas natural /ton de Fruta Fresca Descripción: Índice de gas natural necesario para la producción de Vapor en Planta B por

tonelada de Fruta Fresca procesada. Este índice corresponde a la demanda de vapor de 2010.

Fuente usada para el dato: CITRUSVIL


Este índice ha sido calculado sobre la base de información histórica y la demanda de nuevos equipos que serán instalados en 2010. El nuevo equipamiento será instalado para recuperar mayor cantidad de subproductos de la materia prima. El proceso será más eficiente.


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Algún comentario: Dato / Parámetro: nB1 Unidad del dato: % Descripción: Rendimiento de la Caldera Nº 1 trabajando con gas natural Fuente usada para el dato: CITRUSVIL


Basado en un ensayo realizado el 11/08/2008 por un laboratorio independiente (EEAOC: Estación Experimental A. Obispo Colombres)

Algún comentario: Dato / Parámetro: nB2 Unidad del dato: % Descripción: Rendimiento de la Caldera Nº 2 trabajando con gas natural Fuente usada para el dato: CITRUSVIL


Basado en un ensayos realizadas el 11/08/2008 por un laboratorio independiente (EEAOC: Estación Experimental A. Obispo Colombres)

Algún comentario: Dato / Parámetro: BGP Unidad del dato: m3 CH4 /ton de Fruta Fresca Descripción: Índice de Metano recuperado por tonelada de Fruta Fresca procesada. Fuente usada para el dato: CITRUSVIL


Basado en los resultados de la operación de la planta piloto.

Algún comentario:


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Dato / Parámetro: CVNG Unidad del dato: kCal/m3 Descripción: Poder calorífico superior del gas natural Fuente usada para el dato: Valor estándar


Algún comentario: Dato / Parámetro: CVMethane Unidad del dato: kCal/m3 Descripción: Poder calorífico superior del CH4 Fuente usada para el dato: Valor estándar para metano


Algún comentario: Dato / Parámetro: EFCO2 Unidad del dato: ton CO2/TJ Descripción: Factor de Emisión de CO2 del gas natural Fuente usada para el dato: Segunda Comunicación Nacional


Algún comentario: Dato / Parámetro: CFEww Unidad del dato: Descripción: Eficiencia del equipamiento de recuperación de biogás en el sistema de


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tratamiento de efluentes. Fuente usada para el dato: Valor por defecto establecido en la metodología.


Algún comentario: Dato / Parámetro: MCFww,treatment,PJ Unidad del dato: Descripción: Factor de corrección de Metano con proyecto (tratamiento de efluentes con

equipos de recuperación de biogás) Fuente usada para el dato:

Tabla I de la AMS III.H versión 10 correspondiente a reactor Anaeróbico sin recuperación de metano.


Algún comentario: Dato / Parámetro: UFPJ Unidad del dato: Descripción: Factor de corrección del modelo para dar cuenta de incertidumbres del modelo Fuente usada para el dato: Valor por defecto mencionado en la metodología.


Algún comentario: Dato / Parámetro: p_CH4,n /DCH4 Unidad del dato: kg/m3 Descripción: Densidad del metano en condiciones normales Fuente usada para el Valor por defecto mencionado en la herramienta


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dato: Valor aplicado: 0,716 Justificación de la elección del dato o descripción de métodos de medición y procedimientos actualmente aplicados:

Algún comentario: Dato / Parámetro: n-flare / FE Unidad del dato: % Descripción: Eficiencia del flare (antorcha abierta) Fuente usada para el dato:

Herramienta para determinar las emisiones de proyecto debidas al “flaring” de gases que contienen metano.

Valor aplicado: 0 porque no se encuentra en funcionamiento. Justificación de la elección del dato o descripción de métodos de medición y procedimientos actualmente aplicados:

Algún comentario:

B.6.3 Cálculo estimado ex-ante de la reducción de emisiones: Esta sección describe la aproximación ex-ante empleada para la estimación de las reducciones de emisiones. La información recolectada durante la operación de la planta piloto será utilizada para hacer la estimación ex-ante. Cuando los bio digestores anaeróbicos y la laguna de homogenización estén terminados y las lagunas existentes adaptadas, todos los parámetros necesarios para determinar las emisiones de línea de base podrán ser obtenidos de conformidad con los requerimientos de la metodología aprobada. Los 10 días de campaña de medición se realizarán en Mayo de 2009. La situación de los residuos sólidos luego del tratamiento de efluentes en la línea de base y con el proyecto es la misma así es que no será tenido en cuenta. En ambos escenarios se producirá compostaje. Asimismo, en la situación de línea de base y con la actividad de proyecto los efluentes ya tratados se los aplicará por ferti-irrigación en las mismas plantaciones de limón. La reducción de emisiones en el año y (ERy) es la diferencia entre las emisiones del escenario de base (BEy), las emisiones propias del proyecto (PEy) y las emisiones debidas a las fugas (Ly): Emisiones de la línea de base


31

Las emisiones de la línea de base son estimadas por medio de la suma de las emisiones de la captura de biogás en la línea de base y por el desplazamiento de gas natural por biogás en la producción de energía térmica para el proceso:

BEy = BErecup metano,y + BE energía térmica,y donde: BEy Emisiones de la línea de base en el año “y” en ton CO2 BErecup metano,y Emisiones resultantes de la digestión anaeróbica de efluentes en el año “y” en ton CO2 BE energía térmica,y Emisiones en la línea de base debidas al desplazamiento de gas natural para producción

de energía térmica en el año “y” en ton CO2 BErecup metano,y : Emisiones de línea de base por la recuperación de metano en el tratamiento de efluentes De acuerdo a lo establecido en la metodología AMS III.H versión 10, las emisiones de línea de base para los sistemas afectados por la actividad de proyecto pueden consistir en:

(i) Emisiones debido al uso de electricidad o de combustibles fósiles (BEelectricidad,y) (ii) Emisiones de Metano en los sistemas de tratamiento de efluentes en la línea de base (BEtratamiento

efluente,y) (iii) Emisiones de Metano en el sistema de tratamiento de lodos en la línea de base (BEtratamiento lodos,y) (iv) Emisiones de Metano debido a ineficiencias en los sistemas de tratamiento de efluentes en la línea de base y a la presencia de carbono orgánico degradable en los efluentes tratados descargados al río/lago/mar (BEdescarga efluentes, y) (v) Emisiones de Metano debidas a la descomposición del lodo final generado por los sistemas de tratamiento en la línea de base. (BEfinal lodo ,y) La cubierta de las lagunas y la instalación del equipo de recuperación de biogás pueden resultar en cambios en las condiciones operativas (tales como temperatura, remoción de DQO, etc.) en algún sistema de tratamiento anaeróbico. Estos cambios son considerados pequeños y por lo tanto no serán tenidos en cuenta según esta metodología.

BErecup metano,y = BEelectricidad,y + BEtratam efluente,y + BEtratam lodo,y + BEdescarga efluente,y + BEfinal lodo,y (1)

Donde: BErecup metano,y Emisiones en la línea de base resultantes de la digestión anaeróbica de efluentes

en el año “y” en tCO2e BEelectricidad,y Emisiones en la línea de base debidas al consumo de electricidad o combustibles

fósiles en el año y (tCO2e) BE,tratamietno efluentes,y Emisiones en la línea de base de los sistemas de tratamiento de efluentes

afectados por la actividad de proyecto en el año y (tCO2e) BE,tratamieto lodo,y Emisiones en la línea de base en los sistemas de tratamiento de lodos afectados

por la actividad del proyecto en el año y (tCO2e). Como el tratamiento del lodo


32

será el mismo en el escenario de línea de base y con la actividad de proyecto, no será considerado.

BEdescarga efluentes,y Emisiones de metano en la línea de base debidas al carbono orgánico degradable presente en los efluentes ya tratados y descargados al mar/río/lago en el año y (tCO2e). El valor es CERO ya que en el proyecto los efluentes tratados no son arrojados al mar/río/lago.

BEfinal lodo,y Emisiones de metano en la línea de base debidas a la descomposición del lodo final producido en el año y (tCO2e). Si el lodo fuera quemado de manera controlada, o depositado en rellenos sanitarios con recuperación de biogás, o usado para su aplicación en terrenos del escenario de línea de base, este término no sería considerado. Como el lodo final será tratado de la misma forma que en el escenario de línea de base, este componente no será tenido en cuenta. Más aún, CITRUSVIL hará compostaje con los residuos sólidos finales así es que no se esperan emisiones.

Para determinar las emisiones en la línea de base usando la fórmula 1), los parámetros serán determinados con la campaña de medición de 10 días de los sistemas de tratamiento en la línea de base. Las mediciones se realizarán durante un período que es representativo de las condiciones operativas típicas de los sistemas y condiciones ambientales del lugar (temperatura, etc.). Se usarán los valores promedio de la campaña y los resultados serán multiplicados por 0,89 correspondiente al grado de incertidumbre (30% a 50%) asociado a este enfoque y comparado con la información histórica de datos de un año. Cálculo ex ante de BEelectricidad,y : Las emisiones en la línea de base por el consumo de electricidad (BEelectricidad,y) serán determinadas según los procedimientos descriptos en AMS-I.D. El consumo de energía incluirá todos los equipos/instrumentos en los sistemas de tratamiento de efluentes (no incluirá el consumo de electricidad relacionado con la captura de biogás y su aprovechamiento en las calderas). CITRUSVIL satisface su demanda de electricidad desde la red así es que la cantidad de energía consumida por el tratamiento de efluentes en la situación de línea de base será multiplicada por el factor de emisión de CO2 de la red eléctrica argentina. El factor de emisión para la red será calculado según los procedimientos establecidos en la AMS I.D. El consumo de electricidad será determinado mediante la campaña de medición de 10 días con el sistema de tratamiento de efluentes de la línea de base. Para estimar las emisiones ex ante se usarán datos de potencia instalada de los equipos: 0,585 MW x 24 horas/día x 150 días/año = 210,6 MWh/año. De acuerdo al párrafo 9 en la I.D. (ver. 13), el factor de emisiones de CO2 de la red eléctrica (medido en tonCO2e/MWh) puede ser calculado de manera transparente y conservadora como un margen combinado (CM) consistente en la combinación del margen de Operación (OM) y el margen de Construcción de acuerdo a los procedimientos descriptos en la “Herramienta para calcular el factor de emisiones para un sistema eléctrico”. El Margen de Operación fue calculado por el método simple ajustado. Los datos oficiales publicados por Secretaría de Energía fueron usados para hacer los cálculos ex ante del factor de emisión de CO2 de la red eléctrica argentina: Margen de operación 0,51 tonCO2/MWh (valor promedio de 2005/2006 y 2007)


33

Margen de construcción: 0,347 tonCO2/MWh (datos de 2007) Margen combinado: 0,5 x 0,51 tonCO2/MWh + 0,5 x 0,347 tonCO2/MWh = 0,4285 tonCO2/MWh Por lo tanto, BEelectricidad,y = 210,6 MWh/año x 0,4285 tonCO2/MWh = 90,24 tonCO2/año Cáculo ex ante de BE,tratamiento efluentes,y: Las emisiones de metano de los sistemas de tratamiento de efluentes en la línea de base afectados por la actividad de proyecto (BEtratamiento efluentes,y) son determinadas usando el potencial de generación de metano del sistema de tratamiento de efluentes:

BEtratam efluentes,y = Σ Qefluentes,i,y x CODremovido,i,y x MCFtratam efluentes,BL,i x Bo,efluente x UFBL x GWPCH4 (2) Donde: Qefluentes,i,y Volumen de efluentes tratados en los sistemas de tratamiento de efluentes en la

línea de base en el año y (m3) CODremovido,i,y Demanda química de oxígeno removido por el sistema de tratamiento de

efluentes i en la línea de base en el año y (ton/m3), medido como la diferencia entre la COD (Demanda Química de Oxígeno) de ingreso y de salida del sistema i.

MCFtratamiento efluentes,BL,i Factor de corrección de metano para los sistemas de tratamiento i en la línea de base (MCF valores según tabla III.H.1.). Para reactor anaeróbico sin recuperación de metano MCF = 0.8

i Índice para los sistemas de tratamiento de efluentes en la línea de base. Bo,efluentes Capacidad de producción de metano de los efluentes (IPCC, el valor más bajo

para efluentes domésticos es de 0,21 kg CH4/kg DQO). UFBL Factor de corrección que tiene en cuenta imprecisiones del modelo (0,94) GWPCH4 Potencial de Calentamiento Global del metano (valor 21)

Parámetro Valor usado para el cálculo de emisiones Fuente

Qww,i,y 1.057.328/1.400.000

Datos de CITRUSVIL 4 m3 de efluentes /ton de fruta fresca. Producción prevista para 2009: 264.332 ton FF (valor promedio de 2005/06/07). Producción prevista a partir de 2010: 350.000 toneladas FF

CODremovido,i,y 0,0087

Datos de CITRUSVIL. DQO de ingreso: 0,0117 ton/m3 (11.700 mg/l) DQO salida de los biodigestores: 0,003 ton/m3. (3.000 mg/l)

MCF,treatm

efluente,BL,i 0,8 Tabla I de AMS III.H versión 10 correspondiente a

reactor anaeróbico sin recuperación de metano. I 1


34

Parámetro Valor usado para el cálculo de emisiones Fuente

Bo,efluente 0,24949 Datos de CITRUSVIL, de acuerdo a las mediciones realizadas durante la operación de la planta piloto.

UFBL 0,94 Valor por defecto mencionado en la metodología GWPCH4 21 Valor por defecto mencionado en la metodología

En 2009, BEtratamiento efluentes,2009 = 36.229,52 ton CO2e/año A partir de 2010 BEtratamiento efluentes, y = 47.971,23 ton CO2e/año Entonces el BEmetano reuperado,y será la suma de BEtratamiento efluentes,y y de BEelectricidad,y En 2009 BEmetano recuperado,2009 = 36.229,52 ton CO2e/año + 90,24 ton CO2e/año = 36.319,76 ton CO2e/año A partir de 2010 BEmetano recuperado,y = 47.971,23 ton CO2e/año + 90,24 ton CO2e/año = 48.061,47 ton CO2e/año BEenergía térmica,y : Emisiones en base de línea debido al uso de gas natural en las calderas en el año y Según lo establecido en la AMS III.H esta estimación debe hacerse de acuerdo a los términos correspondientes a la metodología tipo I aplicable. De acuerdo a la AMS I.C. versión 13, que se refiere a fuentes renovables de energía que desplazan el uso de combustibles fósiles, la línea de base simplificada es el consumo de combustibles fósil que hubiera ocurrido en ausencia de la actividad de proyecto multiplicado por el coeficiente de emisión de dicho combustible fósil. Los valores por defecto del IPCC pueden ser usados para los coeficientes de emisión de los combustibles. Para la producción de vapor/calor usando combustibles fósiles las emisiones de línea de base se calculan de la siguiente manera: BEenergía tèrmica,y = HGy * EFCO2 /ηth Donde: BEenergía tèrmica,y emisiones en la línea de base por el vapor/calor desplazado debido a la actividad

de proyecto durante el año y en tCO2e.

9 Este valor ha sido calculado a partir de datos obtenidos in situ en la planta piloto: 0,58 m3 biogás/kg DQOremovido y de la composición del biogás capturado: 66,66% de CH4.

0,58 (m3 biogás/kg DQOremovido ) x 0,6666 (m3 CH4/ m3 biogás) = 0,348 m3 CH4/kg DQOremovido . 1 m3 de CH4 = 0,7168 kg de CH4 (valor estándar). Entonces 0,348 m3 CH4/kg DQOremovido = 0,2494 kg CH4/kg DQOremovido


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HGy cantidad neta de vapor/calor suministrada por la actividad de proyecto durante el año y en TJ.

EFCO2 factor de emisión de CO2 por unidad de energía del combustible que hubiera sido usado en unidad de la línea de base en (tCO2/TJ), obtenido a partir de datos locales o nacionales confiables si hubiera disponibles o sino se usarán los valores por defecto del IPCC para el factor de emisión del combustible.

ηth la eficiencia de la unidad empleando combustibles fósiles que hubieran sido empleados en ausencia de la actividad de proyecto.

Caldera 1

Caldera 2

Nueva caldera a instalarse en 2010

ηth10 95,6 % 88,6 % 90 (*) % (*) Se estimó este rendimiento. Estimación de HGy Basados en datos de CITRUSVIL, se necesitarán 11.414 kg de vapor por hora, durante 24h/día y 150 días/año. Esto representa una demanda de 41.090.400 kg de vapor para el proceso. De acuerdo a información histórica, con 1 m3 de gas natural producen en las calderas existentes 19,35 kg de vapor para el proceso. Por lo tanto, en 2009, se espera un consumo de 2.681.884,5 m3 de gas natural. En 2010 CITRUSVIL instalará nuevos equipos para aumentar la producción en la Planta B (pasará a 225.000 tonFF). Además, están planeando instalar equipos para hacer el proceso más eficiente a través de la recuperación de mayor cantidad de subproductos a partir de la fruta fresca procesada. Esto producirá un aumento en la demanda de vapor para el proceso que pasará a ser de 62.949.600 kg de vapor (17.486 kg de vapor/h x 24 h/día x 150 días/año). La demanda de vapor requerida no podrá ser abastecida sólo por las calderas existentes. Por esto, CITRUSVIL está analizando dos opciones:

1) Vender la caldera Nº 2 de 6 ton/h de vapor y comprar una nueva caldera de 15 ton/h de vapor a 10-12 kg/cm2 de presión que operaría con la caldera Nº 1.

2) Comprar una nueva caldera de 6 ton/h de producción de vapor que operaría con las calderas Nº 1 y Nº 2.

De acuerdo con los resultados obtenidos por Biotec durante la operación de la planta piloto, la cantidad neta de metano capturado será de 11,1 11m3/Ton de fruta fresca procesada. Este valor ha sido calculado a partir de considerar una remoción del 75% de DQO en los biodigestores, 4 m3 de efluentes / ton FF procesada, y un 10% de pérdidas en la recuperación y transporte del biogás. Datos de la producción de CITRUSVIL:

Producción proyectada para 2009 Producción proyectada a partir de 2010

Planta A Planta B A+B Planta B A+B Ton Fruta Fresca/año 124.204 140.128 264.332 225.000 350.000

10 Sobre la base de las pruebas realizadas el 11/08/2008 por un laboratorio independiente. (EEAOC: Estación Experimental A. Obispo Colombres) 11 Datos de CITRUSVIL basados en el estudio de factibilidad preparado por Biotec.


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La cantidad esperada de CH4 disponible en las calderas de la Planta B durante el 2009 será de 2.934.085 m3 CH4. A partir de 2010 se espera que la producción aumente y con ella la cantidad de CH4 disponible en las calderas, la que será de 3.885.000 m3 CH4/año Unidades 2009 2010 Demanda de vapor kg de vapor/h 11.414 17.414 Consumo de gas natural /kg de vapor para el proceso (dato histórico)

m3 gas natural / kg de vapor 0,0517 0,0517

Demanda de m3 de gas natural /Ton Fruta Fresca procesada

m3 GN / ton FF 19,14 24,16

Producción proyectada en Planta B Ton FF 140.128 225.000

Volumen de gas natural consumido (m3/año) 2.681.884 5.435.909

En 2009, asumiremos que la cantidad de gas natural será consumida de manera proporcional a las capacidades de las calderas. Es decir, que el 57,36% de gas natural será consumido en la Caldera Nº 1 y el 42,64 % será consumido en la Caldera Nº 2.

2009

Caldera 1 Caldera 2 Gas Natural 1.538.329 1.143.556 Poder calorífico superior de gas natural kcal/m3 9.300 Rendimiento 95,6 88,6 kcal en la salida 13.676.974.796 9.422.668.872 Demanda de energía térmica (salida – entregada a proceso) en TJ 57,25 39,44 Asumiendo que el rendimiento de las calderas disminuye un 2% cuando trabajan con biogás y un poder calorífico del metano = 8.539 kCal/m3 , la actividad el proyecto reemplazará:

2009 2.934.085 m3 de metano disponible en calderas.

Caldera 1 Caldera 2 Cantidad disponible de metano recuperado 1.682.991 1.251.094Poder calorífico superior del metano kcal/m3 8.539 Rendimiento 93,6 86,6


37

kcal en la salida 13.451.313.546 9.251.556.229Energía térmica que puede ser producida con el metano recuperado (salida – entregada a proceso) en TJ 56,31 38,73 En 2010, asumiendo que el gas natural sería consumido de manera proporcional a las capacidades de las calderas se evalúan dos alternativas: Opción 1: demanda de vapor suministrada por Caldera Nº 1 de 8 ton/h de producción de vapor. Rendimiento 95,6% Nueva caldera de 15 ton/h de producción de vapor. Rendimiento presunto 90%. Opción 1 2010

Cantidad de metano recuperado disponible en calderas: 3.885.000 m3

Caldera 1 Nueva caldera (15 ton/h) Consumo Gas Natural 1.890.751 3.545.158Poder calorífico superior del gas natural kcal/m3

9.300

Rendimiento 95,6 90kcal salida 16.810.287.791 29.672.971.388Demanda de energía térmica (salida - entregada al proceso) en TJ

70,37 124,21

Asumiendo que el rendimiento de las calderas disminuye un 2% cuando trabajan con biogás y un Poder calorífico superior del metano = 8.539 kCal/m3 , la actividad de proyecto reemplazará:

Opción 1

2010 Cantidad de metano recuperado disponible en calderas:

3.885.000 m3 Caldera 1 Nueva caldera (15 ton/h) Cantidad de metano recuperado disponible 1.351.304 2.533.696Poder calorífico superior del metano kcal/m3 8.539 Rendimiento 93,6 88kcal salida 10.800.305.405 19.038.999.913Energía térmica que puede ser producida con el metano recuperado (salida- entregada a proceso) en TJ 45,21 79,70 Opción 2: demanda de vapor suministrada por: Caldera 1 de 8 ton/h de producción de vapor. Rendimiento 95,6% Caldera 2 de 6 ton/h de producción de vapor. Rendimiento 88,6% Nueva caldera de 6 ton/h de producción de vapor. Rendimiento presunto 90%.


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Opción 2 2010 Cantidad de metano recuperado disponible en calderas:

3.885.000 m3 Caldera 1 Caldera 2 Nueva Caldera (6 ton/h)Consumo Gas Natural 2.174.363 1630.773 1.630.773Poder calorífico superior del gas natural kcal/m3

9.300

Rendimiento 95,6 88,6 90kcal salida 19.331.830.959 13.437.240.243 13.649.566.839Demanda de energía térmica (salida - entregada a proceso) en TJ 80,92 56,25 57,14Asumiendo que el rendimiento de las calderas disminuye un 2% cuando trabajan con biogás y un Poder calorífico superior del metano = 8.539 kCal/m3 , la actividad de proyecto reemplazará: Opción 2 2010

Cantidad de metano recuperado disponible en calderas: 3.885.000 m3

Caldera 1 Caldera 2 Caldera Nueva (6 ton/h)Cantidad de metano recuperado disponible 1.554.000 1.165.500 1.165.500Poder calorífico superior del gas natural kcal/m3

8.539

Rendimiento 93,6 86,6 88kcal salida 12.420.351.216 8.618.609.097 8.757.939.960Energía térmica que puede ser producida con el metano recuperado (salida – entregada al proceso) en TJ 51,99 36,08 36,66 Todo el biogás será aprovechado en las calderas de la Planta B. El metano recuperado puede desplazar sólo un % del gas natural consumido. De acuerdo la Segunda Comunicación Nacional: EFCO2 para el gas natural = 56,14 tonCO2/TJ Por lo tanto, BEenergia térmica,y = HGy * EFCO2 /ηth = BEenergia térmica,2009 = [56,31 TJ x 56,14 tCO2/TJ / 0,956 ] + [38,73 TJ x 56,14 tCO2/TJ / 0,886]

= 5.760,45 tCO2/año A partir de 2010: Opción 1 BEenergia térmica,y = [45,21 TJ x 56,14 tCO2/TJ / 0,956 ] + [79,7 TJ x 56,14 tCO2/TJ / 0,9]

= 7.626,25 tCO2/año Opción 2 BEenergia térmica,y = [51,99 TJ x 56,14 tCO2/TJ / 0,956 ] +[36,08 TJ x 56,14 tCO2/TJ / 0,886]+ [36,66 TJ x 56,14 tCO2/TJ / 0,9] = 7.625,96 tCO2/año


39

La Opción 1 y la opción 2 tienen prácticamente la misma cantidad de emisiones así es que consideraremos a partir de 2010 y los años sucesivos:

BEenergia térmica,y = 7.626 tCO2/año

Emisiones en línea de base: BEy = BE metano recuperado,y+ BEenergia térmica,y Como la actividad de proyecto comenzará a operar en junio de 2009, y el período de procesamiento de la fruta fresca es aproximadamente entre el 15 de marzo y el 15 de Octubre, el primer año del periodo de crédito, BEy = BE2009 x (4,5/7) + BE2010 x (2,5/7)

Estimación ex-ante de las emisiones de línea de base para el primer período de crédito

Año BEmetano recuperadoy (tonCO2e)

BEenergía térmica ,y(tonCO2e)

BEy (tonCO2e)

112 40.513 2.880 43.393 2 48.061 7.626 55.687 3 48.061 7.626 55.687 4 48.061 7.626 55.687 5 48.061 7.626 55.687 6 48.061 7.626 55.687 7 48.061 7.626 55.687

Total 328.882 48.636 377.518 Emisiones de Proyecto PEy El empleo del biogás como combustible para generar vapor/calor no produce emisiones de proyecto, ya que la combustión del biogás es de CO2-neutral. El volumen total de metano recuperado será aprovechado para la producción de vapor en las calderas en la Planta B. Nada de biogás será quemado en la antorcha durante la operación normal. Sólo se quemará en la antorcha en casos excepcionales por razones de seguridad. El mantenimiento del sistema de tratamiento de efluentes y de toda la planta industrial se realiza entre las temporadas de cosecha, por lo tanto no se quemará biogás en la antorcha por tareas de mantenimiento. No se espera tener excedente de biogás para la estimación ex ante de las emisiones de proyecto. Emisiones debidas a ineficiencias de la antorcha abierta (50% de eficiencia) no son consideradas. Las emisiones de proyecto debidas a la recuperación de biogás son estimadas de acuerdo a lo establecido en la AMS III.H. “Recuperación de metano en tratamiento de efluentes” versión 10. De acuerdo con la AMS III.H versión 10 las emisiones de la actividad de proyecto de los sistemas afectados por la actividad pueden deberse a:

12 El Período de crédito comienza el 01/06/2009


40

(i) Emisiones de CO2 debido a energía y combustible empleado en las instalaciones de la actividad de proyecto (PEelectricidad,y).

(ii) Emisiones de metano de los sistemas de tratamiento de efluentes afectados por la actividad de proyecto y no equipados para recuperar el biogás en la situación con proyecto (PEtratam efluentes,y).

(iii) Emisión de metano desde el sistema de tratamiento de lodos afectados por la actividad de proyecto, y no equipado para recuperación de biogás en la situación de proyecto (PE,tratamiento

lodo,y). (iv) Emisiones de metano a causa de ineficiencias en los sistemas de tratamiento de efluentes y la

presencia de carbono orgánico degradable en los efluentes tratados, (PE descarga efluente, y). (v) Emisiones de metano a partir de la descomposición del lodo final generado por los sistemas de

tratamiento en la actividad de proyecto; (PEfinal lodo,y). (vi) Emisiones fugitivas de metano por ineficiencias en los sistemas de captura; (PEfugitivas,y). (vii) Emisiones de metano debido a la combustión incompleta en la antorcha (PEflaring,y); (viii) Emisiones de metano debidas a la biomasa almacenada bajo condiciones anaeróbicas que no suceden en la situación de línea de base (PEbiomasa,y).

En base a las características de la actividad de proyecto, PE tratamiento efluentes,y = 0 PEtratamiento lodo,y = 0 PEdescarga efluentes, y = 0 PEfinal lodo,y = 0 PEbiomasa,y =0 Entonces, las emisiones de proyecto consisten en: PEy = PEelectricidad,y, + PEfugitivas,y + PEflaring,y (8) Donde: PEy Emisiones de la actividad de proyecto en el año y (tCO2e) PEelect,y Emisiones por consumo de electricidad en el año y (tCO2e). Estas emisiones serán

calculadas según el párrafo 19, para las situaciones de escenario de proyecto, empleando datos del consumo de energía de todos los equipos/instrumentos usados en el sistema de tratamiento de efluentes y en el sistemas de recuperación de biogás y combustión/aprovechamiento.

PEfugitivas,y Emisiones de metano a partir de la liberación de biogás en los sistemas de captura en el año y, calculado según párrafo 26 (tCO2e)

PEflaring,y Emisión de metano debido a la combustión incompleta en la antorcha (flare) en el año y según la “Herramienta para determinar emisiones de proyecto a partir de combustión de gases conteniendo metano” (tCO2e). Para la estimación ex ante estas emisiones son consideradas CERO porque no hay biogás excedente que vaya a la antorcha.

Cálculo ex ante de PEelectricidad,y : Son las emisiones de la actividad de proyecto debidas al consumo de electricidad (PEelectricidad,y). Se determinan según los procedimientos descriptos en la AMS-I.D. El consumo de electricidad en el escenario con proyecto incluirá todos los equipos/instrumentos en los sistemas de tratamiento de efluentes. CITRUSVIL satisface la demanda de electricidad desde la red así es que la cantidad de energía consumida por el tratamiento de efluentes en la situación con proyecto será


41

multiplicada por el factor de emisión de CO2 de esa red. El factor de emisión para la red es calculado según los procedimientos detallados en la AMS I.D. El consumo de energía será monitoreado ex post. Para estimar las emisiones ex ante emplearemos los datos de potencia de los equipos que serán instalados en el escenario con proyecto: 139,8 kW x 24 horas/día x 150 días/año = 503.280 kWh/año = 503,28 MWh/año. Para el cálculo del Margen de Operación se empleó el método Simple Ajustado publicado por la Secretaría de Energía. De acuerdo a los datos oficiales el factor de emisiones de CO2 de la red eléctrica argentina es. Margen de Operación: 0,51 tonCO2/MWh (valor promedio de 2005/2006 y 2007) Margen de Construcción: 0,347 tonCO2/MWh (datos de 2007) Margen Combinado: 0,51 x 0,5 tonCO2/MWh + 0,5 x 0,347 tonCO2/MWh = 0,4285 tonCO2/MWh Entonces, BEelectricidad,y = 503,28 MWh/año x 0,4285 tonCO2/MWh = 215,66 tonCO2/año Cálculo ex ante de PEfugitivas,y : Son las emisiones de proyecto, debidas a la liberación de metano en los sistemas de captura. Se determinan de la siguiente manera: PEfugitivas,y = PEfugitivas efluentes,y + PEfugitivas,lodo,y (9) Donde: PEfugitivas efluentes,y Fugas de emisiones debidas a ineficiencias en la captura en los sistemas de tratamiento

anaeróbicos de efluentes en el año y (tCO2e) PEfugitivas,lodo,y Fugas de emisiones debido a ineficiencias en la captura en los sistemas de tratamiento

anaeróbicos de lodos en el año y (tCO2e). En el presente proyecto es CERO. PEfugitivas efluentes,y = (1 - CFEefluentes) x MEP tratamiento efluentes ,y x GWPCH4 (10)

Donde: CFEefluentes Eficiencia en la recuperación de biogás de los equipos de los sistemas de

tratamiento de efluentes (un valor error de 0.9 será usado) MEPtratamiento efluentes,y Potencial emisión de metano de los sistemas de tratamiento de efluentes

equipados con sistemas para su recuperación en el año y (toneladas)

MEPtratamiento efluentes,y = Qefluentes,y x Bo,efluentes x UFPJ x Σ CODremovido,PJ,k,y x MCF tratam efluentes, PJ,k (11)

Donde :


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CODremovido,PJ,k,y Demanda química de oxigeno removida por el sistema k de la actividad de proyecto equipado con recuperación de biogás en el año y (toneladas/m3)

MCF tratam efluentes, PJ,k Factor de corrección de metano para el sistema de tratamiento de efluentes del proyecto k con equipos de recuperación de biogás (valores de MCF según tabla III.H.1). Para este proyecto MCF = 0,8

UFPJ Factor de corrección del modelo que tiene en cuenta incertidumbres (1,06)

Entonces, en 2009, PEfugitivas efluentes,2009 = 4.085,5 ton CO2e/año A partir de 2010, PEfugitivas,efluentes,y = 5.409,5 ton CO2e/año Cálculo ex ante de PEflaring,y: No se espera tener excedente de biogás y por lo tanto no se espera que se queme biogás en el flare. La estimación ex ante se considera Cero. Habrá una antorcha abierta (flare abierto), así es que la eficiencia no podrá ser medida de manera confiable. Un valor por defecto del 50% es indicado en la “Herramienta para determinar las emisiones de 13 Este valor ha sido calculado a partir de datos obtenidos in situ en la planta piloto: 0,58 m3 biogás/kg DQOremovido y de la composición del biogás capturado: 66,66% de CH4.

0,58 (m3 biogás/kg DQOremovido ) x 0,6666 (m3 CH4/ m3 biogás) = 0,348 m3 CH4/kg DQOremovido . 1 m3 de CH4 = 0,7168 kg de CH4 (valor estándar). Entonces 0,348 m3 CH4/kg DQOremovido = 0.,494 kg CH4/kg DQOremovido

Parámetro Valor usado en el cálculo de emisiones Fuente

Qefluentes,y 1.057.328/1.400.000

Datos de CITRUSVIL: 4 m3 de efluentes /ton de fruta fresca. Producción en 2009: 264.332 ton FF (valor promedio para 2005/06/07) Producción a partir de 2010: 350.000 ton FF.

CODremovido,PJ,k,y 0,0087

Datos de CITRUSVIL: DQO entrante: 0,0117 ton/m3 (11.700 mg/l) DQO saliente de los bio digestores: 0,003 ton/m3. (3.000 mg/l)

MCFtratam efluente, PJ,k 0,8 Tabla I metodología. Reactor anaeróbico sin recuperación de metano

k 1

Bo,efluente 0,249413 Datos de CITRUSVIL: De acuerdo a mediciones realizadas durante la operación de la planta piloto.

UFPJ 1,06 Valor por defecto mencionado en la metodología CFEefluentes 0,9 Valor por defecto mencionado en la metodología GWPCH4 21 Valor por defecto mencionado en la metodología


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proyecto provenientes de la combustión de gases que contienen metano”. Esta eficiencia puede ser usada cuando se puede demostrar que la antorcha está operando (Por Ej. por medio de un sistema de detección de llama que reporta electrónicamente sobre una base continua). Si la antorcha no está operando el valor por defecto a adoptar para la eficiencia de la antorcha es 0%. Durante el período de crédito estas emisiones se calcularán de la siguiente manera,

Parámetro Unidades Valor aplicado Fuente TMRG,h kg/h De acuerdo a la herramienta

FVRG,h m3/h El ritmo de flujo de gas residual será monitoreado con un medidor de caudal másico.

fvCH4,RG,h % La fracción volumétrica de metano será monitoreada con sistema portátil analizador de metano, CO2, Oxígeno y H2S.

p_CH4,n kg/m3 0,716 Densidad del metano bajo condiciones normales (0,716)

n_flare,h % Entre 0 y 50 Una termocupla Tipo k será instalada para monitorear la temperatura de la antorcha abierta.

GWPCH4 tCO2e/tCH4 21 De acuerdo a la herramienta.

Fugas Ly

De acuerdo a la AMS III.H y la AMS I.C. “si la tecnología usada es equipamiento transferido de otra actividad o si el equipamiento existente es transferido a otra actividad, los efectos de las fugas en el lugar de la otra actividad deben ser considerados y estimados” (LEy). Como el equipamiento a usar será nuevo, la actividad de proyecto no generará fugas en las emisiones. (LEy = 0)

B.6.4 Resumen de la estimación ex-ante de reducción de emisiones:

La estimación ex -ante de las reducciones de emisiones a lo largo del primer período de crédito serán:

ER = BE – PE –LE

Reducción de emisiones debido a componente 1


44

Año

Estimación de Emisiones de

Proyecto [tonCO2e]

Estimación de Emisiones de línea de

base [tonCO2e)

Estimación de Fugas

(tCO2e)

Estimación global Reducción de

emisiones (tCO2e)

114 4.774 43.393 0 38.619 2 5.625 55.687 0 50.062 3 5.625 55.687 0 50.062 4 5.625 55.687 0 50.062 5 5.625 55.687 0 50.062 6 5.625 55.687 0 50.062 7 5.625 55.687 0 50.062

Total (ton de CO2e)

38.525 377.518 0 338.993

Reducción de emisiones (1º período de crédito) = 338.993 ton CO2e B.7 Aplicación de la metodología de monitoreo y descripción del plan de monitoreo:

B.7.1 Datos y parámetros monitoreados:

De acuerdo a la AMS III.H versión 10, los siguientes parámetros serán monitoreados y registrados: (a) Flujo de efluentes (Qefluentes,j,y); (j = 1) (b) Demanda química de oxígeno (COD = DQO) antes y después del sistema de tratamiento afectado

a la actividad de proyecto (CODefluente,no tratado,y , CODefluente,tratado,y y , COD,removido,PJ,k,y CODefluente

descargado,PJ,y (c) Electricidad anual empleada para operar las instalaciones o equipamiento eléctrico auxiliar. d) Cantidad de biogás recuperado, usado como combustible o quemado en la antorcha será

monitoreado ex post, empleando medidores de flujo continuo. e) La proporción de metano en el gas debe ser medida con un analizador continuo o con mediciones

periódicas con un nivel de confiabilidad del 95%. f) La temperatura y presión del gas son requeridos para determinar la densidad del metano

quemado. El mantenimiento regular debe asegurar la operación óptima de la antorcha (flare). La eficiencia de la antorcha (FE), definida como la fracción de tiempo en el que el gas es quemado en la antorcha, multiplicado por la eficiencia del proceso de combustión en la antorcha, será monitoreado y calculado según los términos de la “Herramientas para determinar las emisiones de proyecto que queman en antorcha gases que contienen metano”. Los datos serán almacenados electrónicamente durante dos años más que el período de crédito.

14 El período de crédito comienza el 01/06/2009.


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Dato / Parámetro: Qefluente,y Unidad del Dato: m3/año Descripción: Flujo de efluente en el año “y”. Fuente usada para el dato:

Sistema de monitoreo.

Valor del dato: 1.057.328 en 2009 y 1.400.000 a partir de 2010. Estos valores se basan en los resultados de la planta piloto y la producción de CITRUSVIL.

Descripción de los métodos de medición y procedimientos que serán aplicados:

El flujo de efluentes será continuamente medido con medidores de flujo. Los flujos monitoreados serán automáticamente guardados y archivados en la interfase del sistema de monitoreo, SCADA (Control de supervisión y adquisidor de datos). La seguridad del sistema está garantizada por el uso de una clave.

Procedimientos de AC/CC que serán aplicados:

AC: el dispositivo será recalibrado de acuerdo a las instrucciones (programas, procedimientos) para el AC del proveedor de la tecnología. Se verificarán las sumas de todos los medidores de flujo con el total de biogás recuperado. CC: habrá un cumplimiento estricto del programa de mantenimiento recomendado por el proveedor de la tecnología.

Algún comentario:

Dato / Parámetro: CODefluente,no tratado,y Unidad del Dato: ton/m3 Descripción: Demanda Química de Oxigeno (DQO) por m3 de efluentes no tratados en el

año y Fuente usada para el dato:


Valor del dato: 0,0117. Basado en los resultados de análisis de laboratorio de los efluentes de CITRUSVIL


Un análisis frecuente de las muestras será realizado en el laboratorio propio y las observaciones serán registradas. Se realizará un análisis diario de DQO.


AC: Los instrumentos utilizados en el laboratorio serán recalibrados de acuerdo a las instrucciones (programas, procedimientos) de AC del proveedor de la tecnología. CC: habrá un cumplimiento estricto del programa de mantenimiento recomendado por el proveedor de la tecnología.

Algún comentario:

Dato / Parámetro: CODefluentes,tratados,y Unidad del Dato: ton/m3 Descripción: Demanda Química de Oxigeno (DQO) por m3 de efluentes tratados en el año y Fuente usada para el dato:


Valor del dato: 0,003. Parámetro de diseño. Descripción de los métodos de medición y procedimientos que serán aplicados:

Un análisis frecuente de las muestras será realizado en el laboratorio propio y las observaciones serán registradas. Se realizará un análisis diario de DQO a los efluentes tratados en cada bio digestor.


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AC: Los instrumentos utilizados en el laboratorio serán recalibrados de acuerdo a las instrucciones (programas, procedimientos) de AC del proveedor de la tecnología. CC: habrá un cumplimiento estricto con el programa de mantenimiento recomendado por el proveedor de la tecnología.

Algún comentario:

Dato / Parámetro: CODefluente,removido,PJ,y Unidad del Dato: ton/m3 Descripción: Demanda Química de Oxigeno (DQO) removida por m3 de efluentes tratados

en el año y

Fuente usada para el dato:


Valor del dato: 0,0087. Descripción de los métodos de medición y procedimientos que serán aplicados:

Un análisis frecuente de las muestras de DQOingresante y de DQOsaliente será realizado en el laboratorio propio. La diferencia entre ellos erá el DQOremovido. Estos valores serán registrados. Se realizará un análisis diario de DQO para los efluentes tratados en cada bio digestor.


AC: Los instrumentos utilizados en el laboratorio serán recalibrados de acuerdo a las instrucciones (programas, procedimientos) de AC del proveedor de la tecnología. CC: habrá un cumplimiento estricto con el programa de mantenimiento recomendado por el proveedor de la tecnología.

Algún comentario:

Dato / Parámetro: wCH4,y Unidad del Dato: m³ CH4/m³ Biogás Descripción: Fracción de metano en el biogás en el año “y” Fuente usada para el dato:


Valor del dato: 0,666 Descripción de los métodos de medición y procedimientos que serán aplicados:

La fracción de metano será medida y registrada periódicamente por medio del uso de un analizador electrónico de gas. Esta medición será llevada a cabo con una frecuencia tal que garantice el 95% de nivel de confianza y por lo menos cada tres meses. Se alcanzará un alto grado de precisión en las mediciones debido al uso de equipamiento de alta precisión. Los datos serán automáticamente guardados y archivados en la interfase del sistema de monitoreo, SCADA (Control de supervisión y adquisidor de datos). La seguridad del sistema está garantizada por el uso de una clave.


AC: Los dispositivos serán recalibrados de acuerdo a las instrucciones (programas, procedimientos) de AC del proveedor de la tecnología. CC: habrá un cumplimiento estricto del programa de mantenimiento recomendado por el proveedor de la tecnología.


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Algún comentario: Este valor ex-ante se basa en los resultados de operación de la planta piloto.

Dato / Parámetro: MDy Unidad del Dato: Nm3/año Descripción: Flujo del biogás total recuperado en el año “y”. Fuente usada para el dato:


Valor del dato: 2.934.085 Nm³/año en 2009 y a partir de 2010 3.885.000 Nm³/año. Estos valores se basan en los resultados de la planta piloto.


El flujo de biogás será continuamente medido con medidores másicos de flujo que no se ven afectados por los cambios de temperatura o de presión. El flujo de biogás monitoreado es automáticamente convertido por el equipo de medición a volúmenes de gas bajo condiciones estándar (STP). Se alcanzará un alto grado de exactitud en las mediciones debido al uso de equipamiento de alta precisión. La información obtenida será automáticamente guardada y archivada en la interfase del sistema de monitoreo, SCADA (Control de supervisión y adquisidor de datos). La seguridad del sistema está garantizada por el uso de una clave.



Algún comentario: Ver explicaciones debajo respecto de las conexiones y prioridades de los diferentes medidores másicos de flujo.

Dato / Parámetro: BGcaldera1,y Unidad del Dato: Nm3/año Descripción: Flujo de biogás consumido en caldera 1 en el año “y”. Fuente usada para el dato:


Valor del dato: 2.527.014 en 2009. 2.028.986 en 2010 con opción 1 2.333.333 en 2010 con opción 2


El flujo de biogás será continuamente medido con medidores másicos de flujo que no se ven afectados por los cambios de temperatura o presión. El flujo de biogás monitoreado es automáticamente convertido por medio del propio equipo de medición a volúmenes de gas bajo condiciones estándar (STP). Se alcanzará un alto grado de exactitud en las mediciones debido al uso de equipamiento de alta precisión. La información obtenida será automáticamente guardada y archivada en la interfase del sistema de monitoreo, SCADA (Control de supervisión y adquisidor de datos). La seguridad del sistema está garantizada por el uso de una clave.




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Dato / Parámetro: BGcaldera2,y Unidad del Dato: Nm3/año Descripción: Flujo de biogás consumido en caldera 2 en el año “y”. Fuente usada para el dato:


Valor del dato: 1.878.519 en 2009. 1.750.000 en 2010 con opción 2




AC: el dispositivo será recalibrado de acuerdo a las instrucciones (programas, procedimientos) para el AC del proveedor de la tecnología. Se verificarán las sumas de todos los medidores de flujo con el total de biogás recuperado. CC: habrá un cumplimiento estricto del programa de mantenimiento recomendado por el proveedor de la tecnología


Dato / Parámetro: BGnueva caldera 6 ton/h,y Unidad del Dato: Nm3/año Descripción: Flujo de biogás consumido en la nueva caldera 6 ton/h en el año “y”. Fuente usada para el dato:


Valor del dato: 1.750.000 en 2010 con opción 2 Descripción de los métodos de medición y procedimientos que serán aplicados:




Algún comentario: Ver explicaciones debajo respecto de las conexiones y prioridades de los


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diferentes medidores másicos de flujo.

Dato / Parámetro: BGnueva caldera 15 ton/h,y Unidad del Dato: Nm3/año Descripción: Flujo de biogás consumido en la nueva caldera de 15 ton/h en el año “y ” Fuente usada para el dato:


Valor del dato: 3.804.348 in 2010 con opción 1 Descripción de los métodos de medición y procedimientos que serán aplicados:





Dato / Parámetro: BGquemado,y Unidad del Dato: Nm3/año Descripción: Flujo de biogás quemado en la antorcha (flare) en el año “y” Fuente usada para el dato:


Valor del dato: CERO porque todo el biogás será consumido en las calderas de la Planta B. Sólo en casos de emergencia el biogás será quemado en la antorcha.







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Dato / Parámetro: ECPy Unidad del Dato: MWh/año Descripción: Consumo de electricidad en la actividad de proyecto en el año “y”. Fuente usada para el dato:


Valor del dato: 503,3 (valor ex-ante basado en la información de BIOTEC y de CITRUSVIL) Descripción de los métodos de medición y procedimientos que serán aplicados:

Esta medición incluye el consumo de electricidad de la totalidad de los equipos relacionados con la recuperación de biogás: bombas, compresores, iluminación de las áreas manejo de biogás. Incluye el consumo en el sistema de tratamiento de efluentes previo (línea de base). La frecuencia de esta medición será como mínimo semanal y se basa en la acumulación de valores de consumo de electricidad. Se alcanzará un alto grado de exactitud en las mediciones debido al uso de equipamiento de alta precisión


AC: Los dispositivos serán recalibrados de acuerdo a las instrucciones (programas, procedimientos) para el AC del proveedor de la tecnología. CC: habrá un cumplimiento estricto del programa de mantenimiento recomendado por el proveedor de la tecnología.

Algún comentario:

Dato / Parámetro: ECBL Unidad del Dato: MWh/año Descripción: Consumo de electricidad en el escenario de línea de base. Fuente usada para el dato:

Mediciones realizadas en 10 días de campaña de acuerdo a lo establecido en la AMS III.H versión 10. Será continuamente monitoreada.

Valor del dato: 210,6 (valor ex-ante basado en información de BIOTEC y de CITRUSVIL) Descripción de los métodos de medición y procedimientos que serán aplicados:

Esta medición incluye el consumo de electricidad en el sistema de tratamiento de efluentes antes de la actividad de proyecto. Se alcanzará un alto grado de exactitud en las mediciones debido al uso de equipamiento de alta precisión.


AC: Los dispositivos serán recalibrados de acuerdo a las instrucciones (programas, procedimientos) para el AC del proveedor de la tecnología. CC: habrá un cumplimiento estricto del programa de mantenimiento recomendado por el proveedor de la tecnología.

Algún comentario:

Conexiones y prioridades de los diferentes medidores másicos de flujo. La cantidad total de biogás generado por los sistemas de recuperación y que alimentan las diferentes aplicaciones se mide de manera adicional a las diferentes sub porciones de biogás que alimentan las distintas aplicaciones. Esta medición adicional del total de biogás se realizará para alcanzar un nivel de precisión y seguridad más alto. Los valores de este biogás total serán usados en caso de pérdida de valores de los sub medidores ubicados antes de las calderas y de la antorcha. Si uno de los sub medidores falla, el valor del mismo será calculado por medio de la substracción de flujo de biogás de los restantes medidores respecto del medidor del total de biogás. Si hubiera diferencia sustancial entre la cantidad total de biogás


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y la suma de los sub flujos de biogás en un determinado período, se realizará un mantenimiento de los medidores. Si cada medidor entrega valores confiables el monto medido del total de biogás no será usado para calcular la reducción de emisiones según lo descripto más abajo.

De acuerdo a la Herramientas para determinar las emisiones de proyecto a partir de la combustión de gases con contenido de metano”: Dato / Parámetro fvi,h Unidad del Dato: Descripción: Fracción volumétrica del componente i en el gas residual en la hora h siendo

i = CH4, CO, CO2, O2, H2, N2 Fuente usada para el dato:

Mediciones usando un analizador continuo de gases.

Procedimientos de medición:

Se debe asegurar que la misma base (seca o húmeda) es considerada para esta medición y la medición de la tasa de flujo volumétrico de gas residual (FVRG,h) cuando la temperatura de gas residual excede los 60 ºC

Frecuencia de monitoreo:

Continua. Los valores se promedian cada hora o a intervalos de tiempo menores.

Procedimientos de AC/CC que serán aplicados

Los analizadores deben ser periódicamente calibrados de acuerdo a la recomendación del fabricante. Un control de valor cero y uno de valor típico debe realizarse por comparación con gas estándar certificado.

Algún comentario: Según el enfoque simplificado los participantes de proyecto pueden sólo medir el contenido de metano del gas residual y considerar la parte restante como N2.

Dato / Parámetro FVRG,h Unidad del Dato: m3/h Descripción: tasa de flujo volumétrico de gas residual en base seca bajo condiciones

normales en la hora h Fuente usada para el dato:

Mediciones usando medidor de flujo.

Procedimientos de medición:

Se debe asegurar que la misma base (seca o húmeda) es considerada para esta medición y la medición de la tasa de flujo volumétrico de gas residual (fvi,h) cuando la temperatura de gas residual exceda los 60 ºC


Continua. Los valores se promedian cada hora o en intervalos de tiempo menores.


Los medidores de flujo deben ser periódicamente calibrados de acuerdo a la recomendación del fabricante.

Algún comentario:

Dato / Parámetro Tflare Unidad del Dato: ° Celsius Descripción: Temperatura de los gases de escape de la antorcha Fuente usada para el dato:

Sistema de monitoreo por medio de Termocupla Tipo N

Procedimientos de La temperatura se mide de manera continua con una termocupla para


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medición: demostrar que la antorcha está operativa. Se alcanzará un alto grado de precisión en las mediciones debido al uso de equipamiento de alta precisión. La información obtenida será automáticamente guardada y archivada en la interfase del sistema de monitoreo, SCADA (Control de supervisión y adquisidor de datos). La seguridad del sistema está garantizada por el uso de una clave. Una temperatura de 500ºC indica que una importante cantidad de gases están siendo quemados y que la antorcha está operando.


Continua.


AC: Las termocuplas deben ser reemplazadas y calibradas anualmente. La antorcha tiene una termocupla de seguridad en caso de falla. CC: habrá un cumplimiento estricto del programa de mantenimiento recomendado por el proveedor de la tecnología.

Algún comentario: Una temperatura excesivamente alta en el punto de muestreo (por encima de 700 ºC) puede indicar que la antorcha puede no estar operando adecuadamente o que su capacidad no es la indicada para el flujo actual.

Estimación ex –post de la reducción de emisiones De acuerdo a la metodología la reducción de emisiones debe hacerse ex post y basarse en le valor más bajo de los siguientes: (i) La cantidad que se monitorea ex post de biogás recuperado y usado como combustible o quemado en el flare (MDy) durante el período de crédito. (ii) Línea de base calculada ex post, emisiones de proyecto y fugas basados en datos actuales monitoreados para la actividad de proyecto. ERy, ex post = min ((BEy,ex post - PEy,ex post - LEy,ex post), (MDy, - PEpower,y - PEbiomass,y - LEy,ex post)) (15) Donde: ERy,ex post Reducción de emisiones obtenidas por la actividad de proyecto basada en datos

monitoreados para el año y (tCO2e) BEy,ex post Emisiones de línea de base calculadas ex post usando valores monitoreados PEy,ex post Emisiones de proyecto calculados ex post usando valores monitoreados MDy Metano capturado y destruido/aprovechado usado por la actividad de proyecto en el año y

(tCO2e). En caso de flaring será medido con las condiciones del proceso de flaring. En caso de flaring/combustión MDy será medido usando las condiciones del proceso de flaring : MDy = BGquemado,y x wCH4,y x DCH4 x FE x GWPCH4 (16) Donde: BGquemado,y Biogás quemado en el flare en el año y (m3) wCH4,y Contenido de metano en el biogás en el año y (fracción de masa) DCH4 Densidad del metano a la temperatura y presión del biogás en el año y (ton/m3) FE Eficiencia Flare (antorcha) en el año y (fracción)


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B.7.2 Descripción del plan de monitoreo: El plan de monitoreo para la actividad de proyecto ese muestra en la figura que sigue:

La información monitoreada es leída por el PLC (controlador lógico programable) y archivada en un sistema de gestión de datos conectado directamente al PLC también conocido como SCADA. El SCADA es la interfase más importante del sistema de monitoreo. La información archivada será también guardada en un disco rígido externo que hará las veces de copia de seguridad. Este sistema permitirá representar gráficamente los datos recolectados. Cada semana una copia de esta información será archivada en un disco rígido externo a modo de compilación de las variables del plan de monitoreo y como copia de seguridad. Responsabilidades en la implementación del plan de monitoreo

Actividad Responsable Implementación y cumplimiento del plan de monitoreo

Biotec (3 primeros años), CITRUSVIL y 33 Asset Management

Definición del equipo que será entrenado para la correcta operación y monitoreo del sistema de tratamiento de efluentes y utilización de las

Biotec y CITRUSVIL

Efluentes De las Plantas A+B

Calderass Planta B Generation térmica

Biodigestores anaeróbicos biogás

biogás

biogás

Flare

DQO Caudal de efluentes

Caudal de biogásConcentración CH4

efluentes

Trat. Final Ferti-irrigación / Compost

DQO salida Caudal efluentes trat.

Caudal Biogás Temp y comp. gases

Vapor

Caudal Biogás


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unidades de biogás. Archivo del plan de monitoreo conservados por lo menos dos años más luego del fin del período de crédito, esto permite cualquier auditoría futura de los valores.

CITRUSVIL

Los datos históricos de operación de este proyecto, incluyendo todas las variables del plan de monitoreo, serán inicialmente guardados en un sistema de manejo de datos directamente conectado al PLC, llamado SCADA.

CITRUSVIL y Biotec (los tres primeros años)

Si cualquiera de los instrumentos de medición mostraran signos de mal funcionamiento, deberá ser reparado por el proveedor de la tecnología que corresponda. Habrá un medidor másico de flujo de repuesto, disponible para estos casos.

CITRUSVIL y Biotec (los tres primeros años)

Auditorias internas frecuentes por ingenieros experimentados que asistirán regularmente desde la oficina central de ingeniería.

Biotec

Auditorias internas de MDL por ingenieros experimentados que asistirán regularmente desde la oficina central.

33 Asset Management

Asistencia en la implementación del plan de monitoreo MDL y estrecho seguimiento del proceso de monitoreo.

33 Asset Management

Responsabilidades por la instalación, operación y mantenimiento del proyecto. Actividad Responsable

Tener a disposición en el lugar los manuales de operación y mantenimiento.

Biotec

Responsable de la puesta en marcha y de los tres primeros años de operación del sistema, con posibilidad de extenderlo.

Biotec

Operación y administración del sistema de tratamiento de efluentes después de Biotec.

CITRUSVIL

Costos de operación y mantenimiento de las siguientes unidades: o sistema de tratamiento de efluentes o unidades de recuperación de biogás y o calderas

CITRUSVIL

Diseño y supervisión de la operación del proyecto. Biotec Installation of the equipment Biotec y CITRUSVIL Registro de actividades identificando mal funcionamiento y mantenimientos realizados al sistema..

Biotec (tres años) y CITRUSVIL en los años sucesivos.

Responsabilidades por capacitación Actividad Responsable

Capacitación del equipo dentro de CITRUSVIL que operará el sistema de tratamiento de efluentes.

Biotec

Capacitación del equipo dentro de CITRUSVIL 33 Asset Management


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que participará en el proceso MDL. Biotec ha organizado una centro de capacitación para dar capacitación a su personal. Los operadores recibirán capacitación en el manejo de biogás y operación del sistema de generación. También fueron proporcionados por ingenieros experimentados de Biotec, capacitación en instrumentación y plan de monitoreo. Estas condiciones están establecidas en el contrato de Biotec como proveedor del servicio para CITRUSVIL. Procedimientos de localización y resolución de problemas: Los manuales de mantenimiento están disponibles en el sitio pero en general los problemas del sistema están clasificados de la siguiente manera: o Los problemas con los biodigestores comprenden: control continuo por los operadores de las cubiertas de las lagunas y si hubiera algún daño, y hubiera un proveedor local con capacidad para reparar alguna de las cubiertas de las lagunas, se remediará el problema. Habrá válvulas de servicio disponibles para cortar el flujo de gas a los sopladores, en caso de ruptura para evitar el ingreso de aire al sistema. o Conducción de Biogás: los operadores de planta tendrán la capacitación técnica suficiente para reparar cualquier daño en el sistema de conducción de gas. o Sistema de monitoreo con soporte de una UPS que tiene autonomía por cuatro horas protege el sistema de datos . CITRUSVIL ha implementado y certificado su sistema de gestión ambiental (ISO 14001.2004). CITRUSVIL es la primera empresa citrícola en el mundo ha certificado su sistema de gestión ambiental. La documentación de estos sistemas (registro de localización, acciones preventivas y correctivas cumplidas y bajo desarrollo, objetivos, aspectos medioambientales, informes de auditoria) están computarizados. Los documentos (procedimientos, instrucciones de trabajo, condiciones estándar y especificaciones) asociados al proyecto estarán bajo las normas ISO 14001 y los procedimientos específicos para el sistema de monitoreo MDL están en desarrollo.

B.8 Fecha de finalización de la aplicación metodológica de línea de base y plan de monitoreo y nombre de la persona (s) responsable / entidad (es).

Metodología de línea de base y plan de monitoreo, fecha de finalización: 17/11/2008. Nombre de la persona que determinó la línea de base y el plan de monitoreo: Ing. Mariela Beljansky. Mariela Beljansky es Consultor Senior de Energía de 33 Asset Management. No es participante de proyecto. Domicilio: Discépolo 983, B1886DDA Ranelagh, Buenos Aires, Argentina. Número de Teléfono: + (54 11) 4223-6483 Dirección de Correo electrónico: [email protected] La persona responsable del monitoreo de las variables durante el período de crédito es: Ing. Julieta Migliavacca, responsable de calidad y medio ambiente, CITRUSVIL S.A. Número de Teléfono: +(54) (381) 4515571 Dirección de correo electrónico: [email protected]


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La persona responsable de la implementación del plan de monitoreo de MDL y del estrecho seguimiento del proceso de monitoreo por parte del comprador de los bonos de carbono es: Ing. Ivana Cepon, Gerente Técnica de 33 Asset Management. Número de teléfono: +(31) (6) 223.18032 Dirección de correo electrónico: [email protected]


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SECCIÓN C: Duración de la actividad de proyecto / Período de crédito C.1 Duración de la actividad de proyecto de pequeña escala: C.1.1 Fecha de comienzo de la actividad de proyecto de pequeña escala:

Se espera que la actividad de proyecto comience el 01/04/2009.

C.1.2 Expectativa de vida útil del proyecto de pequeña escala:

La vida útil del proyecto se espera que sea de 30 años, 0 meses.

C.2 Elección del período de crédito e información relacionada: C.2.1 Período de crédito renovable

Sí.

C.2.1.1 Fecha de comienzo del primer período de crédito (DD/MM/AAAA):

01/06/2009.

C.2.1.2 Duración del primer período de crédito:

7 años, 0 meses.

C.2.2 Período de crédito fijo:

No.

C.2.2.1 Fecha de comienzo:

N/A.

C.2.2.2 Duración (máx. 10 años):

N/A.


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SECCIÓN D. Impacto ambiental D.1 Si es requerido por la parte anfitriona, documentación del análisis de impacto ambiental de la actividad de proyecto: Se ha realizado un Estudio de Impacto Ambiental (EIA) que fue presentado ante las autoridades competentes. La Dirección de Medio Ambiente de la provincia de Tucumán es la responsable de evaluar el proyecto. Por lo que han otorgado el Certificado de Aptitud Ambiental el 2 de octubre de 2008 por la mediante la Resolución Nº 203/08. Los resultados más relevantes que surgen de la matriz de impactos confeccionada en el Estudio de Impacto Ambiental realizado por la empresa Saneamiento y Urbanismo SRL son:

Existirán impactos negativos transitorios durante la ejecución de las obras tales como mayor tránsito de camiones fuera de los caminos internos de la planta industrial que generarán polvo. Para mitigar este impacto y otros que pudieran aparecer se respetarán las acciones establecidas en el Plan de Gestión Ambiental. En el lugar de emplazamiento de las nuevas lagunas se modificará el uso del suelo. Esto se

considera un impacto negativo bajo y permanente. Pueden existir escapes de biogás durante operaciones de prueba para la puesta en marcha, en

ocasiones de mantenimiento y cuando el sistema quede desafectado. Esto ha sido considerado como un efecto negativo transitorio y de bajo impacto. El proyecto tiene un impacto positivo en el medio ambiente ya que se evita que se libere metano a

la atmósfera desde las lagunas existentes. Además, el uso e biogás recuperado como combustible en las calderas desplazará combustible fósil y sus emisiones de GEI asociadas. Se promueve la utilización de residuos industriales como fuente de energía. Mejora las características de los efluentes tratados. Reduce en un 95% la carga orgánica del efluente. Disminución de olores. Se mejora el desempeño ambiental de la empresa principalmente en relación a sus impactos al

suelo y a la atmósfera. Beneficios socioeconómicos por la generación de empleos transitorios durante la construcción y

permanentes para la operación, supervisión y mantenimiento del sistema. Se utiliza una tecnología que no está desarrollada ni utilizada a nivel local y que puede fomentar

otras experiencias similares. El EIA demuestra que la actividad del proyecto mejorará las condiciones ambientales del sistema de tratamiento de efluentes existente. Las obras civiles durante la ejecución podrán causar algún impacto negativo moderado de persistencia transitoria los que finalizarán en la etapa de operación en donde cobrarán relevancia los impactos positivos. D.2. Si los participantes de proyecto o la parte anfitriona consideran que los impactos ambientales son significativos, por favor suministrar conclusiones y toda referencia que respalde la documentación de un estudio de impacto ambiental llevado a cabo de conformidad con los procedimientos requeridos por la parte anfitriona.:


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Ha sido reconocido por la autoridad competente (Dirección de Medio Ambiente de la provincia de Tucumán) que el proyecto tiene asociado impactos positivos relacionados con la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, el mejoramiento de las características de los efluentes tratados, la disminución de olores, el mejoramiento de los suelos, la disminución de uso de combustibles fósiles, etc. y por ello han otorgado el Certificado de Aptitud Ambiental. La mayoría de los impactos negativos del proyecto se producen durante la fase de construcción, CITRUSVIL tomará las medidas necesarias para mitigar los efectos negativos. SECCIÓN E. Comentarios de las partes interesadas E.1 Descripción sucinta de cómo se ha invitado a las partes interesadas locales a hacer sus comentarios y cómo se los ha compilado. Durante Agosto de 2008 se enviaron invitaciones para la presentación del proyecto a distintos estratos sociales de la sociedad. Se invitó a las autoridades provinciales, compañías citrícolas, docentes de diferentes escuelas y universidades, ONG, medios de prensa, empresas privadas y vecinos de localidades cercanas a la planta. La misma fue realizada en el hotel Carlos V en la ciudad de San Miguel de Tucumán el 17 de Septiembre de 2008, entre las 9 y las 13 hs. Asistieron 129 personas. Durante la presentación se presentaron aspectos sobre el cambio climático y el Protocolo de Kyoto además del proyecto de captura y aprovechamiento del biogás. La presentación estuvo a cargo de la responsable de calidad y medio ambiente de CITRUSVIL, Ing. Julieta Migliavacca, la Ing. Ivana Cepon de 33 Asset Management y el Ing Heriberto Dorado de Biotec. El Arq. Daniel Lucci, Presidente de CITRUSVIL, fue quien cerró la presentación. Una vez finalizada la presentación se entregó una encuesta junto con la descripción del proyecto a cada uno de los asistentes, las que fueron completadas y entregadas en su mayoría antes de retirarse. Se llevó un registro de todos los asistentes a la presentación. Los formularios de encuesta completos se encuentran disponibles. La consulta pública fue documentada con fotos y encuestas. E.2 Resumen de los comentarios recibidos: De los resultados de las 99 encuestas completas surge que todos consideran que el proyecto es muy positivo e innovador para la industria. Consideran que contribuirá al desarrollo sustentable de la región y de Argentina además de disminuir la emisión de gases de efecto invernadero por evitar que se libere metano a la atmósfera y por desplazar gas natural. Muchos esperan que el proyecto disminuya los problemas de olores. En su gran mayoría quisieran que este tipo de proyectos sea replicado por otras industrias de la zona. En general todos lo consideran una iniciativa muy interesante y que contribuirá a mejorar el ambiente en el que viven . Están contentos de que un proyecto innovador se desarrolle en su región y esperan que sea un ejemplo para otras empresas. Están ansiosos por ver los resultados de la tecnología y esperan que CITRUSVIL los mantenga al tanto de la evolución del proyecto.


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E.3 Reporte de cómo se han tenido en cuenta los comentarios recibidos: Los comentarios recibidos son muy positivos y de aliento para que el proyecto sea implementado exitosamente. Con respecto al interés de conocer los resultados de la implementación de esta nueva tecnología, CITRUSVIL tiene una política de “Puertas abiertas” y por lo tanto se podrá visitar su planta industrial y visitar el área del proyecto. Los resultados que se obtengan de captación y aprovechamiento del biogás estarán a disposición.


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Anexo 1

Descripción de CITRUSVIL S.A. CITRUSVIL S.A. (http://www.CITRUSVIL.com.ar/) es una de las 9 empresas del Grupo Lucci con más de 30 años en el sector agrícola industrial. CITRUSVIL S.A. desde 1989 se dedica a la industrialización y comercialización principalmente de limones y en menor medida de cítricos dulces tales como pomelo, naranja y mandarina. Sus principales productos son los aceites esenciales, jugos concentrados y cáscaras deshidratadas de limón. También comercializan limones frescos para exportación y para el mercado interno de Argentina. CITRUSVIL actualmente es una de las más grandes productoras de cítricos en el mundo. La empresa toma en cuenta todos los aspectos medioambientales, de salud, seguridad laboral y social, todo lo que un sistema de administración debe garantizar para mantener las actividades actuales y futuras. Esto incluye cuestiones acerca de políticas, estructuras, responsabilidades, habilidades, compromiso y calidad. Todo lo anteriormente mencionado es estrictamente verificado por empresas de verificación externa, y de esta manera, CITRUSVIL SA y sus actividades tienen certificaciones bajo los estándares internacionales como se menciona a continuación.

- EUREPGAP: Este protocolo certifica los requisitos cerca de las Buenas Prácticas Agrícolas bajo las siguientes premisas: Cuidado Ambiental. Inocuidad de alimentos y Seguridad y Cuidado de la salud de los trabajadores.

- ISO 9001.2000: Sistema de Gestión de Calidad por medio del cual todos los procesos diarios,

actividades y responsabilidades deben realizarse además de mantener un fuerte compromiso de alcanzar mejoras continuamente. Esta normativa no solo incluye los procesos productivos sino también otras áreas tales como Marketing, Recursos Humanos, Departamento de personal, etc.

- ISO 14001.2004: Sistema de gestión ambiental. Es un estándar in situ que requiere un control

estricto por parte de la empresa de todas las actividades que se realizan en el emplazamiento certificado.

- HACCP: Este protocolo certifica la inocuidad de los alimentos. Esto implica un Análisis de

Peligros y Control de Puntos Críticos y se basa en los lineamientos del Codex Alimentario CITRUSVIL la única empresa de limones en la provincial que realiza Estudio de Impacto Ambiental de todas las operaciones en su propiedad. Este EIA tiene la aprobación de la Dirección de Medio Ambiente, Tecnología y Ciencia de Tucumán, Resolución número 082/02.


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INFORMACIÓN DE CONTACTO DE LOS PARTICIPANTES EN LA ACTIVIDAD DE PROYECTO Organización: CITRUSVIL S.A. Calle/Numeración: Ruta 302 km 7 Edificio: Ciudad: Cevil Pozo Distrito/Provincia: Provincia de Tucumán Código Postal: T4178XAX País: Argentina Teléfono: 54.381.451.5500 FAX: 54.381.451.5515 E-Mail: Webmail: http://www.citrusvil.com.ar/ Representado por: Julieta Migliavacca Cargo: Responsable Título: Sra. Apellido: Migliavacca Segundo Nombre: Primer Nombre: Julieta Departamento: Calidad y Medio Ambiente Celular: 54.381.451.5575 FAX Directo: 54.381.451.5515 Tel. Directo: 54.9.381.402.8187 E-Mail Personal: [email protected]

Organización: 33 Asset Management Calle/Numeración: Willemsplein 492 Edificio: Ciudad: Rotterdam Distrito/Provincia: Código Postal: 3016 DR País: Holanda Teléfono: FAX: E-Mail: Webmail: www.33assetmngt.com Representado por: Walle Oppedijk van Veen Cargo: Gerente Comercial Título: Sr. Apellido: Oppedijk van Veen Segundo Nombre: Primer Nombre: Walle Departamento: Comercial Celular: FAX Directo: +31 10 4116228 Tel. Directo: +31 10 4301847 E-Mail Personal: [email protected]


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Anexo 2

INFORMACIÓN REFERENTE A FONDOS PÚBLICOS No hay previstos fondos públicos para la financiación del proyecto.


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Anexo 3

INFORMACIÓN DE LINEA DE BASE Datos 2008 ton Fruta Fresca procesada en Planta B 103.000 Demanda de vapor (kg de vapor por hora) 8.325 Gas Natural consumido en las calderas de Planta B (m3/año) 1.548.864 Índice de gas natural consumido (calderas Planta B)/ton Fruta Fresca (m3 gas natural /ton FF) 15,04 Demanda adicional de vapor para 2009 por nuevo equipamiento: 3.089 kg/h Datos 2009 ton Fruta Fresca procesada en Planta B 140.128 Demanda de vapor (kg de vapor por hora) 11.414 Gas Natural que se espera se consuma en las calderas de Planta B m3/año 2.681.884,5 Índice de gas natural consumido (en calderas Planta B)/ton Fruta Fresca (m3 gas natural /ton FF) 19,14 Demanda adicional de vapor para 2010 por nuevo equipamiento: 6.072 kg/h Datos 2010 ton Fruta Fresca procesada en Planta B 225.000 Demanda de vapor (kg de vapor por hora) 17.486 Gas Natural que se espera se consuma en las calderas de Planta B m3/año 5.435.908,7 Índice de gas natural consumido (calderas Planta B)/ton Fruta Fresca (m3 gas natural /ton FF) 24,16 Índice de biogás recuperado: 11,1 m3 CH4/tonFF procesada Potencia eléctrica:

Captación y aprovechamiento del Biogás POTENCIADESCRIPCIÓN Factor de Demanda CANTIDAD POTENCIA REAL (W)

Instrumentación - 4.000 4.000Iluminación caseta 0,5 6 100 300Toma corriente 1 6 500 3.000Sopladores 0,67 3 25.000 50.000Compresores 1 6 2.000 12.000Chiller 1 1 12.000 12.000


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Potencia Total 81.300Sistema de Pre tratamiento

POTENCIADESCRIPCIÓN Factor de Demanda CANTIDAD POTENCIA REAL (W)

Rejilla mecánica 1 1 1.000 1.000 Potencia Total 1.000

Sistema de Tratamiento POTENCIADESCRIPCIÓN Factor de Demanda CANTIDAD POTENCIA REAL (W)

Bombas de agitación 0,5 8 9.000 36.000Bombas de Re circulación 0,5 2 17.000 17.000Bombas dosificadas de químicos 0,5 2 1.500 1.500Agitador químico 1 1 3.000 3.000 Potencia Total 57.500


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Anexo 4

INFORMACIÓN DE MONITOREO

- - - - -


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Anexo 5

EL MERCADO DE CÍTRICOS EN ARGENTINA Y EL TRATAMIENTO DE EFLUENTES

Introducción

La República Argentina es el octavo productor mundial de cítricos y el primer productor mundial de limón. Exporta frutas cítricas frescas, jugos y aceites esenciales desde 1970. La producción total de cítricos de Argentina en 2007 fue de 3.367.045 toneladas. Las plantaciones de cítricos en Argentina abarcan 150.000 hectáreas.

Tabla 1. Distribución por provincia de la producción de cítricos en Argentina (en toneladas métricas) en el año 2007.

Provincias Naranja Mandarina Pomelo Limón Total Entre Ríos 586.498 320.558 11.045 19.121 937.222Tucumán 50.000 9.000 8.000 1.328.300 1.395.300Misiones 13.469 49.471 7.909 8.140 78.989Salta 117.000 14.760 188.400 85.500 405.660Corrientes 130.000 50.000 5.000 35.000 220.000Buenos Aires

77.000 11.000 500 1.500 90.000

Jujuy 114.270 25.040 12.250 38.440 190.000Catamarca 9.000 7.000 900 500 17.400Chaco 300 150 7.980 360 8.790Formosa 602 n.d. 22.971 111 23.684Resto del país

n.d n.d. n.d. n.d. n.d.

Total 1.098.139 486.979 264.955 1.516.972 3.367.045

Fuente: Instituto Nacional de Tecnología Agropecuaria (INTA), Informes Regionales 2007/ Secretaría de Agricultura, Ganadería, Pesca y Alimentación – SAGPyA. Informe Federcitrus cosecha 2007 página 7 (www.federcitrus.org)

Tabla 2. Producción y distribución del mercado de cítricos en Argentina (toneladas métricas) en el año 2007

Procesamiento Mercado local Exportación de Frutas Frescas Total

Limón 1.058.418 54.519 358.526 1.516.972Mandarina 141.933 197.109 99.239 486.979Naranja 306.661 483.313 198.351 1.098.139Pomelo 125.767 83.506 29.187 264.955Total 1.632.779 818.447 685.303 3.367.045

Fuente: SENASA-DNFA/DTI – Oficina de estadística de comercio exterior (Diciembre 2007) INTA, CICA y Federcitrus Informe Federcitrus cosecha 2007 página 8 (www.federcitrus.org)


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Se obtiene una fruta de excelente calidad y sanidad, al mismo tiempo que se preserva el medio ambiente y los recursos naturales.

Las zonas de producción en Argentina tienen condiciones ecológicas ideales para el desarrollo de la producción de naranjas, mandarinas, pomelos y limones. Los cultivos están situados en lugares privilegiados de América del Sur entre el trópico de Capricornio y el paralelo 35 sur. El desarrollo de los cultivos de cítricos en Argentina se extiende en 2 regiones: el Noroeste (NOA), donde se producen naranjas, pomelos y principalmente en la provincia de Tucumán limones, y el Noreste (NEA), donde predominan los cultivos de naranjas y mandarinas, que a través de innumerables variedades orientadas a los gustos de los distintos mercados se cosechan y exportan a lo largo de casi todo el año.

El principal mercado exterior de las 500.000 toneladas de cítricos frescos argentinos es la U.E., con el 75% de los envíos. A este le sigue Rusia, otros países de Europa del Este, Oriente Medio y sólo un 2% exportado a Asia en el presente año. Entre este último se encuentra lo orientado al exigente mercado japonés desde el año 2002.

Los cítricos producidos en Argentina se exportan hoy a más de 80 mercados. La combinación de las diferentes áreas de producción con sus variaciones climáticas, el uso de tecnología de última generación, la continua actualización de variedades y uno de los más bajos índices mundiales en el uso de agroquímicos, hace que los productores argentinos puedan ofrecer una alta calidad de cítricos adaptados a las preferencias de los diferentes mercados, obteniéndose la combinación ideal de dulzura y acidez, junto a una excelente apariencia y color.

La República Argentina cuenta con un Sistema Nacional de Trazabilidad que permite a la autoridad nacional fitosanitaria, al productor y al exportador, conocer los tratamientos que se le brindan a cada fruta desde la planta hasta el puerto de destino, lo que brinda al importador un alto grado de seguridad respecto al producto que recibe en cuanto a sanidad e inocuidad del mismo.


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Las plantas industriales de cítricos en Argentina y en Tucumán en particular

De acuerdo con la tabla 2 existen en Argentina 19 plantas industriales de cítricos, las cuales procesan en total 1.632.779 toneladas de limón, mandarina, naranja y pomelo por año, de las cuales 1.058.418 toneladas corresponden solamente al limón. Esto significa que el 65% del total de fruta cítrica procesada en el país es limón. Las plantas industriales de cítricos se encuentran ubicadas:

1 2

2

7

4

3


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Es en estas plantas industriales en donde se generan los efluentes que deben ser tratados adecuadamente para bajar su carga orgánica antes de su descarga final para riego o de ser volcados al río, y en donde existe la oportunidad de capturar biogás también. En esta sección se hará un análisis de la práctica usual del sector de procesamiento de cítricos para el tratamiento de efluentes con el fin de demostrar que efectivamente no hay ninguna empresa que actualmente esté capturando biogás en Argentina. Por lo tanto, el Proyecto MDL Citrusvil será el primero de su tipo en el país.

De las 19 plantas industriales arriba mencionadas, la mayor concentración de limones tiene lugar en Tucumán, donde se ubican 7 plantas industriales. La tabla 3 muestra los resultados obtenidos por la producción de la campaña 2007 en Tucumán:

Tabla 3. Producción Total de 2007 - Tucumán

Especie Producción (toneladas) Limón 1.328.3000Naranja 50.000Mandarina 9.000Pomelo 8,000

Fuente: INTA Reportes Regionales 2007 (Federcitrus) página 35

En referencia a la comercialización de la campaña 2007, las naranjas, mandarinas y pomelos producidos en la provincia se destinaron al consumo fresco, tanto en el mercado interno como en la exportación. Para el limón, los destinos de la producción se muestran en la tabla 4:

Destino Cantidad (toneladas) Porcentaje Planta procesadora 922.600 69,46%Exportación de fruta fresca 330.600 24,89%Mercado local 75.100 5,65%Total 1.328.300 100%

Fuente: INTA Reportes Regionales 2007 (Federcitrus) página 35

Las 1.058.418 toneladas de limón procesadas en plantas industriales de cítricos en Tucumán anteriormente mencionadas representan el 87% del total de los limones del país. En el año 2007 Citrusvil procesó 251.000 toneladas de limón, 13.380 toneladas de pomelo y 2.550 toneladas de naranja. También podemos comentar que otras tres empresas procesaron respectivamente 257.000 toneladas de limón en Tucumán, 24.000 en Jujuy y 92.000 en Salta en 2007.

Citrusvil representa el 32% del total de las plantas industriales de Tucumán. A ella la sigue una segunda empresa con un porcentaje similar de participación en el mercado, repartiéndose entre las otras 5 empresas el 36% restante. Esto significa que Citrusvil está entre los principales productores de cítricos en el país y a nivel mundial, dado que Argentina es el primer productor mundial de limón.

Claramente se observa que el efluente que se debe tratar en las plantas industriales en Tucumán proviene principalmente del procesamiento de limones. El efluente generado por el procesamiento del limón presenta características considerablemente diferentes de los efluentes generados por las otras frutas cítricas. Por esta razón Citrusvil ha construido una planta piloto con Biotec.


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A los efectos de analizar el tratamiento de efluentes realizado por las 7 plantas industriales en Tucumán, deberá tenerse en cuenta que las plantas más pequeñas procesan alrededor de 40.000 toneladas por año; las medianas, 100.000 toneladas, y las dos de mayor tamaño--una de las cuales es Citrusvil—procesan 300.000 toneladas por año cada una. Como consecuencia, el volumen de efluentes que generan estas empresas por campaña va desde los 120.000 m3 a los 900.000 m3, siendo este último el caso de Citrusvil. Los efluentes son tratados en sistemas de tratamiento de lagunas anaeróbicas abiertas con un post-tratamiento aeróbico y/o facultativo antes de ser finalmente descargados para ferti-irrigación en los propios cultivos de limones de la empresa, o bien para ser volcados al río Salí o al Arroyo la Cruz, según la localización y política ambiental de cada empresa. Cualquier información adicional se encontrará disponible para el auditor debido a su carácter de confidencial.

Por medio de consultas escritas y telefónicas a empresas, entidades públicas y privadas, se pudo confirmar que el resto de las plantas industriales localizadas en otras provincias (que tratan, en su gran mayoría, un efluente proveniente de otras frutas cítricas distintas al limón) también trata sus efluentes con sistema de lagunas tradicionales.

No existen antecedentes previos de proyectos de captura de biogás en actividades citrícolas en Tucumán o siquiera en Argentina. Las notas adjuntas confirman que este es el primer proyecto en su tipo a nivel nacional. Este es el único proyecto que oficialmente se encuentra en el circuito del ciclo MDL para conseguir su registro por parte de la Junta Ejecutiva del MDL, siendo su objetivo subsiguiente la implementación en el año 2009.

Finalmente, una vez que el proyecto haya sido registrado como MDL, Citrusvil ejecutará la inversión para la captura de biogás y su posterior utilización en calderas. El proyecto no hubiera ocurrido sin la ayuda del MDL y los ingresos de los créditos de carbono. A fin de asegurarse un flujo de caja para ejecutar la segunda parte del proyecto, en septiembre de 2008 Citrusvil firmó un ERPA con la empresa holandesa 33 Asset Management por los créditos que pudieran generarse hasta el 2012 inclusive. 33 Asset Management sólo efectivizará el pago de los créditos año a año. No se ha cerrado ningún tipo de acuerdo de compra anticipada, dado que ambas empresas desean alcanzar el registro de este proyecto en por parte de la Junta Ejecutiva del MDL.