Comentario emitido por: Vicente Mastretta

Buenas tardes. Quisiera agregar una sugerencia adicional sobre un tema muy sencillo. En la tabla 1.4.2. Descripción de actividad de automotores y vehículos autopropulsados, se solicita registrar el tipo de vehículo conforme a la Tabla 3.7 del instructivo de elaboración de la COA. Probablemente sea conveniente el incluir en dicha tabla la categoría: "montacargas",  para que exista consistencia con el Artículo sexto del Acuerdo que establece las particularidades técnicas. También recomendaría agregar la categoría: "Otros vehículos para la construcción" por aquéllos que no coinciden exactamente con las siete categorías existentes. Gracias

Fecha: 14/07/2015 15:52:13

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B000150636

Fecha: 15/06/2015 16:00:00

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Fecha: 11/06/2015 09:32:00

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Fecha: 10/06/2015 12:40:00

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Fecha: 05/06/2015 14:20:00

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Fecha: 02/06/2015 17:10:00

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Fecha: 02/06/2015 16:35:00

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Fecha: 02/06/2015 16:00:00

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Fecha: 02/06/2015 15:00:00

Comentario emitido por: CESPEDES CCE

Propuesta de Ajuste o Correcciones al Acuerdo Secretarial que establece las particularidades técnicas y las fórmulas para la aplicación de metodologías para el cálculo de emisiones de Gases o Compuestos de Efecto Invernadero 1. DICE (página del Acuerdo) ARTÍCULO TERCERO.- Los Establecimientos Sujetos a Reporte que requieran la certificación de la reducción o mitigación de emisiones asociados a la fabricación o producción de su producto o generación de energía eléctrica o térmica, deberán registrar sus emisiones de bióxido de carbono con base en mediciones directas del poder calorífico del combustible utilizado, emisiones en chimenea o la aplicación de factores de emisión surgidos de mediciones directas representativas, conforme a lo dispuesto en el Acuerdo que establece las metodologías de medición directa de las emisiones de bióxido de carbono. (página 5) PROPUESTA (DEBE DECIR) ARTÍCULO TERCERO.- Los Establecimientos Sujetos a Reporte que requieran la certificación de la reducción o mitigación de emisiones asociados a la fabricación o producción de su producto o generación de energía eléctrica o térmica, deberán registrar sus emisiones de bióxido de carbono con base en mediciones directas del poder calorífico del combustible utilizado, emisiones en chimenea o la aplicación de factores de emisión surgidos de mediciones directas representativas, o de información nacional oficial, o de fuentes internacionales aplicables al caso de México y validadas por SEMARNAT, conforme a las guías del IPCC, o a lineamientos internacionales calificados y aplicables. RAZONAMIENTO Se propone revisar este artículo en función de la compatibilidad con otros estándares y lineamientos internacionales; en función de costos, y de la precisión y estandarización de los datos que sustentan una reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. A continuación se detallan estos puntos: 1) Incompatibilidad con otros estándares de reducciones certificadas de emisiones, incluyendo el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL), bajo el cual, ya se han generado “Certificados de Reducción de Emisiones”, los cuales están validados ante la Convención Marco de las Naciones Unidas para el Cambio Climático 2) El costo de medir las emisiones en chimenea o los poderes caloríficos de combustibles comunes no se justifica, cuando existen factores nacionales de emisión y datos de poderes caloríficos confiables. 3) Precisión y estandarización de los datos: Hay más probabilidad de error si varios usuarios determinan cada uno por su cuenta el poder calorífico de un combustible, que si esta labor la hace una institución especializada –por ejemplo el “Instituto Mexicano del Petróleo”- y el valor estándar es que el utilizan todos los usuarios de ese combustible. A continuación se presentan algunas referencias internacionales en apoyo a los argumentos anteriores.  Ejemplos de metodologías con reconocimiento a nivel internacional: •Climate Action Reserve (CAR): Por ejemplo, el “Protocolo de Proyectos en Rellenos Sanitarios en México” Versión 1.1, Septiembre 2011. http://www.climateactionreserve.org/wp-content/uploads/2009/07/Mexico_Landfill_Project_Protocol_V1.1_Espanol1.pdf  Permite el uso de Factores de Emisión del IPCC para Combustión Estacionaria y Móvil. Anexo B, tabla B.1, página 34.   Permite el uso de poderes caloríficos netos de combustibles fósiles en México. Anexo B, tabla B.2, página 35.  Permite el uso de valores tipo de Eficiencias de Destrucción para Dispositivos de Combustión de Metano, pertinentes para el tipo de proyecto abordado por la metodología. •Verified Carbon Standard (VCS) Por ejemplo, la metodología “New Cogeneration Facilities Supplying Less Carbon Intensive Electricity to Grid and/or Hot Water to One or More Grid Customers”, v1.0.  http://www.v-c-s.org/sites/v-c-s.org/files/VM0002%20Cogeneration_Methodology_Final.pdf  Las emisiones del proyecto permiten el uso de poderes caloríficos netos de 2 fuentes: (1) As per certificates from the natural gas supplier or (2) from IPCC figures.  Las emisiones del proyecto permiten el uso de factores de emisión de 2 fuentes: (1) As per certificates from the natural gas supplier or (2) from IPCC figures.  En el apartado de monitoreo también se menciona lo siguiente: "Data for carbon content of fuel sources may be taken from IPCC. In the event that more recent or accurate scientific studies are produced and approved by the UNFCCC these data shall be used."  De igual forma, esta metodología menciona que: "When IPCC data is available, project proponents shall take into consideration that the Board agreed that the IPCC default values should be used only when country or project specific data are not available or difficult to obtain." •Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) Por ejemplo, la metodología AM0061 titulada “Methodology for rehabilitation and/or energy efficiency improvement in existing power plants”, v02.1. http://cdm.unfccc.int/filestorage/9/K/6/9K6GRQITX27OVG3CAS2MVDN1IWXJX1/or%20energy%20efficiency%20improvement%20in%20existing%20power%20plants.pdf?t=SGd8bnBidmJjfDBujDDN0gLOR_s6KRIdETSR Dentro de los parámetros no monitoreables se encuentran los siguientes:  Poder Calorífico Neto: Para el cual se proporcionan 4 opciones de fuentes de datos: a) Valores proporcionados en facturas por el proveedor del combustible b) Mediciones directas del participante del proyecto c) Valores tipo regionales o nacionales d) Valores tipo del IPCC al límite inferior de incertidumbre con el 95% de confianza (tabla 1.2, capítulo 1, volumen 2 de las “Directrices del IPCC de 2006 para los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero”.  Factor de emisión: Se proporcionan las mismas 4 opciones listadas para el Poder Calorífico Neto. Referencias sobre cuándo se justifican las mediciones, y cuándo los cálculos:  Las mediciones directas se justifican cuando no existen factores de emisión, o cuando se quiere obtener nuevos factores. Sin embargo, no parece ser justificable –por costos y esfuerzo- que, para cada proyecto de reducción de emisiones, un establecimiento sujeto a reporte deba basar su información en mediciones directas, siendo que sí están disponibles los factores de emisión nacionales por combustible, en el Acuerdo Secretarial, en su Anexo Único.  De acuerdo a las “Directrices del IPCC de 2006 para los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero”, en su Capítulo 2: “Métodos para la recopilación de datos”, sección 2.2.2 “Generación de nuevos datos”: “Puede ser necesario generar datos nuevos si no existen los factores de emisión, los datos de la actividad u otros parámetros de estimación representativos, o si no se los puede estimar a partir de las fuentes existentes. La generación de datos nuevos puede implicar programas de medición para los procesos industriales o las emisiones relativas a la energía, el muestreo de los combustibles para detectar contenido de carbono… Estas actividades suelen exigir muchos recursos y se las considera más apropiadas cuando la categoría es principal y no hay otras opciones. Para optimizar el uso de los recursos, se recomienda, en la medida de lo posible, generar los datos necesarios a partir de una extensión de los programas existentes, en vez de iniciar otros nuevos”. Link al documento: http://www.ipcc-nggip.iges.or.jp/public/2006gl/spanish/pdf/1_Volume1/V1_2_Ch2_DataCollection.pdf Por su parte, la sección 4.2 "Metodologías basadas en cálculo y medición" de la DECISIÓN DE LA COMISIÓN EUROPEA del 18 de julio de 2007 (Decisión 2007/589/CE), por la que se establecen directrices para el seguimiento y la notificación de las emisiones de gases de efecto invernadero de conformidad con la Directiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo y del Consejo indica lo siguiente: “El anexo IV de la Directiva 2003/87/CE permite una determinación de las emisiones utilizando: — una metodología basada en cálculos, determinando las emisiones de flujos fuente a partir de datos de la actividad obtenidos mediante sistemas de medición y otros parámetros resultantes de análisis de laboratorio o factores tipo, — una metodología basada en mediciones, que determina las emisiones de una fuente de emisión mediante la medición continúa de la concentración del gas de efecto invernadero pertinente en el flujo de gases de combustión y del gas de combustión. El titular puede proponer utilizar una metodología basada en la medición si puede demostrar que: — proporciona con fiabilidad un valor más exacto de las emisiones anuales de la instalación que otra metodología basada en el cálculo y evita costes irrazonables…,” Link al documento: http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2007:229:0001:0085:ES:PDF 2. DICE (página del Acuerdo) Anexo Único Factores de emisión Para determinar las emisiones de Gases o Compuestos de Efecto Invernadero, los Establecimientos Sujetos de Reporte, deberán utilizar los siguientes factores de emisión: (30) … Para determinar la emisión directa de Gases o Compuestos de Efecto Invernadero en aquellos Establecimientos Sujetos a Reporte que empleen combustibles para la generación de electricidad o energía térmica, utilizando la metodología de cálculo descrita en el Artículo Quinto, Fracción III, se  aplicarán los siguientes factores de emisión: (31) PROPUESTA (DEBE DECIR) Para determinar la emisión directa de Gases o Compuestos de Efecto Invernadero en aquellos Establecimientos Sujetos a Reporte que empleen combustibles para la generación de electricidad o energía térmica, utilizando la metodología de cálculo descrita en el Artículo Quinto, Fracción III, se  aplicarán los siguientes factores de emisión:.. EN EL CASO DEL USO DE BIOCOMBUSTIBLES LIQUIDOS Y RESIDUOS DE BIOMASA (COMO EL BAGAZO DE CAÑA O BAGAZO DE MALTA INCLUIDOS), QUE SE UTILICEN COMO COMBUSTIBLE EN SUSTITUCION DE COMBUSTIBLES FÓSILES, EL FACTOR DE EMISION ES SÓLO INDICATIVO, YA QUE SE CONSIDERA QUE LA EMISION DE CO2 ES CERO, CONFORME A LOS PROTOCOLOS DE MEDICION O CALCULO DEL IPCC Y OTROS ESTANDARES INTERNACIONALES QUE SEAN VALIDADOS POR LA SEMARNAT. RAZONAMIENTO Se hace una observación sobre los biocombustibles y la biomasa, ya que su factor de emisión es cero, conforme a las referencias internacionales. (Ver siguiente página) De acuerdo a la sección 5.5 "Factores de emisión" de la DECISIÓN DE LA COMISIÓN de 18 de julio de 2007 (Decisión 2007/589/CE), por la que se establecen directrices para el seguimiento y la notificación de las emisiones de gases de efecto invernadero de conformidad con la Directiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo y del Consejo: “La biomasa se considera neutra respecto al CO2. Se aplicará a la biomasa un factor de emisión de 0 [t CO2/TJ o t o Nm3]. En la sección 12 del presente anexo se da una lista de ejemplos de diferentes tipos de materiales aceptados como biomasa.” Link al documento: http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2007:229:0001:0085:ES:PDF 3. DICE (página del Acuerdo) Para determinar el cálculo de las emisiones indirectas de Gases o Compuestos de Efecto Invernadero por concepto de consumo de energía eléctrica, según la metodología de cálculo descrita en el Artículo Quinto, Fracción IV, el Establecimiento Sujeto a Reporte deberá usar el factor de emisión que publique año con año la Secretaría, de acuerdo a la mezcla de combustibles empleados en la generación de electricidad que se compra al Sistema Eléctrico Nacional.  PROPUESTA (DEBE DECIR) Para determinar el cálculo de las emisiones indirectas de Gases o Compuestos de Efecto Invernadero por concepto de consumo de energía eléctrica, según la metodología de cálculo descrita en el Artículo Quinto, Fracción IV, el Establecimiento Sujeto a Reporte deberá usar el factor de emisión que publique año con año la Secretaría, de acuerdo a la mezcla de combustibles empleados en la generación de electricidad que se compra al Sistema Eléctrico Nacional, A EXCEPCION DE QUE EL ESTABLECIMIENTO SUJETO A REPORTE DEMUESTRE TENER UN CONTRATO DE SUMINISTRO DE UNA FUENTE DE ENERGIA ELECTRICA LIMPIA, DE CONFORMIDAD CON LAS DEFINICIONES DE LA LEY DE LA INDUSTRIA ELECTRICA, Y DEMUESTRE EL CALCULO DEL FACTOR DE EMISION DE DICHA FUENTE, BAJO LA METODOLOGÍA VALIDADA QUE SEA APLICABLE. RAZONAMIENTO Se hace la observación para Establecimientos Sujetos a Reporte que se abastezcan de fuentes de energía limpias, o fuentes renovables, ya que el factor de estas fuentes es mucho menor al de la red, que utiliza una mezcla de fuentes, predominantemente fósiles. De acuerdo con la herramienta para el cálculo de las emisiones de línea base, de proyecto y por fugas derivadas del consumo de electricidad (“Tool to calculate baseline, project and/or leakage emissions from electricity consumption”) del Mecanismo de Desarrollo Limpio de la Convención Marco de Naciones Unidas Sobre el Cambio Climático (CMNUCC): Para el caso de una planta de energía cautiva: “El factor de emisión para la generación de electricidad es determinado con base en las emisiones de CO2 por la combustión de combustibles y la generación de energía eléctrica en dicha planta instalada en el sitio de consumo de la electricidad”. Link para consultar la herramienta citada: http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/tools/am-tool-05-v1.pdf Por otro lado, en la guía para Alcance 2 del Protocolo GEI (“GHG Protocol Scope 2 Guidance”), se abordan detalles sobre la consideración de los atributos de las fuentes a través de las cuales se generó la electricidad como parte de un Acuerdo de Compra de Energía (PPA por sus siglas en inglés, “Power Purchase Agreement”). “Any energy consumption not covered by contractual arrangements with owned/operated generation units should be treated as grid-consumed energy in scope 2, reported according to both the location-based and market-based method emission factor hierarchies.” Página 41. “Where certificates are not issued by a tracking system, a PPA may nevertheless convey generation attributes if the PPA includes language that confers attribute claims to the power recipient. This more explicitly renders the PPA a GHG attribute-claims carrier. Where the PPA is silent on attributes and where attributes are not otherwise conveyed or tracked, the contract for power can be used as a proxy for delivery of attributes. As shown in the Scope 2 Quality Criteria, an audit trail or other mechanism is needed to demonstrate that no other entity is claiming the attributes from this generation.” Página 55. Link al documento: http://ghgprotocol.org/files/ghgp/Scope%202%20Guidance_Final.pdf

Fecha: 02/06/2015 12:53:34