Index
1.Introducción...3
2.Descripción del proyecto...4
3.Análisis de viabilidad como MDL...7
4.Demostración de la adicionalidad e identificación del escenario base ...17
5.Metodología aplicable...24
6.Análisis de riesgos y costes/beneficios ...34
7.Conclusiones ...38
1.
Introducción
Alcance
El presente documento contiene un análisis preliminar que evalúa la viabilidad de registrar un proyecto propuesto por el Cliente, Petroespaña, como Mecanismo de Desarrollo Limpio, en el marco del Protocolo de Kioto.
Objetivos
Los principales objetivos del presente informe son los siguientes:
• evaluación de la viabilidad del proyecto propuesto como Mecanismo de Desarrollo Limpio
• demostración de la adicionalidad del proyecto
• identificación de una metodología aprobada aplicable al proyecto y aplicación de la misma para el cálculo de reducción de emisiones
2.
Descripción del proyecto
Situación actual
Petroespaña gestiona la refinería X, situada en el distrito de Ventanilla, provincia del Callao, Perú. La refinería entró en operación en 1985 y cuenta con dos unidades de destilación atmosférica de crudo, una de destilación a vacío, además de las siguientes plantas de conversión: reformado catalítico, craqueo catalítico en lecho fluido (FCC), isomerización de pentanos/hexanos y alquilación de butanos/butenos. También posee hidrodesulfuración para todos los productos destilados. Se producen gas de refinería, GLP, naftas, gasolinas, diesel, fuelóleo, asfaltos y otros productos. Posee una capacidad de producción de aproximadamente 110.000 barriles/día.
Durante el proceso de destilación de petróleo se producen gases residuales que, como ocurre en la gran mayoría de las instalaciones de refino de petróleo, se queman en antorcha. Durante la incineración, se utiliza vapor generado en una caldera para evitar la producción de humo. En la refinería X el gas residual ha sido quemado en antorcha desde la entrada en operación de la instalación.
Propuesta de proyecto
Petroespaña está estudiando un proyecto que prevee dar un uso alternativo al gas residual actualmente incinerado. Se trataría de recuperar el gas residual antes de que se queme en la antorcha y utilizarlo como combustible alternativo con el fin de sustituir a los combustibles fósiles habituales (gas natural y fuel oil) consumidos para la generación de calor de proceso dentro de la refinería.
cantidad de gas recuperado es inferior a la capacidad óptima del sistema (Figura 2.1).
El esquema de funcionamiento es el siguiente. En cuanto la presión del cabezal de antorcha alcanze un determinado valor de umbral, los compresores de anillo líquido empiezan a comprimir el gas residual. Los compresores utilizan un líquido de operación, normalmente agua, que se mantiene frío a través de un intercambiador de calor para controlar la temperatura de descarga del gas. Los compresores descargan el gas en un separador de tres fases que separa la fase líquida del gas residual, y luego los hidrocarburos condensados del líquido de operación (Fisher & Brennan 2002).
Figure 2.1. Esquema de funcionamiento del sistema de recuperación de gas residual (John Zink 2011).
La tecnología para implementar el proyecto no está disponible en Perú ni en algún otro país de Sudamérica, y sería suministrada por John Zink Company LLC, una empresa con sede en Tulsa, Oklahoma, United States of America. Así pues, se importarían de EEUU todos los equipos y materiales necesarios, además del personal técnico preciso. En los años siguientes a la instalación del proyecto, se seguiría colaborando con John Zink para el suministro de asistencia técnica y material de repuesto. Por otro lado, sería necesario formar al personal de Petroespaña para que se encargue de la gestión de los varios componentes del proyecto.
3.
Análisis de viabilidad como MDL
El Mecanismo de Desarrollo Limpio
El Mecanismo para un Desarrollo Limpio (MDL) fue aprobado por la Conferencia de las Partes en Kioto, en diciembre de 1997 y está definido en el artículo 12 del Protocolo de Kioto (1998). Regula las inversiones de un país incluido en el Anexo I (inversor) en un país no incluido en el Anexo I (receptor), en proyectos de reducción de emisiones o de fijación de carbono. El mecanismo prevee que los proyectos que conlleven reducción de emisiones en países no Anexo I reciban en cambio Reducciones Certificadas de Emisiones (Certified Emission Reductions, o CERs). Los CERs corresponden a una tonelada de CO2 cada uno y son utilizados por parte de los países Anexo I para alcanzar sus compromisos de reducción de emisiones dimanantes del Protocolo de Kioto. Además, se pueden comprar y vender, y por lo tanto equivalen a una fuente de ingresos para los promotores de proyectos.
El MDL cumple con un triple objetivo: por un lado se concede flexibilidad al país inversor para alcanzar sus propios compromisos de reducción y limitación de emisiones, por otro lado el país en desarrollo recibe inversiones en proyectos basados en tecnologías limpias y, en tercer lugar, se contribuye a alcanzar el objetivo último de la Convención de Cambio Climático: la estabilización de las emisiones de gases de efecto invernadero (AA.VV. 2003).
El MDL está regido por las Partes del Protocolo a través de su órgano supervisor, la Junta Ejecutiva del MDL, y las reducciones o absorciones conseguidas con la ejecución de los proyectos serán verificadas y certificadas por Entidades Operacionales independientes (Designated Operational Entity o DOE).
Requisitos de países
Los países inversor y receptor están sometidos a unos requisitos para poder participar según el esquema del MDL.
En relación al país inversor, se definen unos requisitos de participación y elegibilidad. Los requisitos de participación hacen referencia a las condiciones que han de cumplir las Partes incluidas en el Anexo I del Protocolo de Kioto para poder acceder a ejecutar los proyectos del MDL, y los requisitos de elegibilidad, por su parte, definen las condiciones que han de cumplir estas Partes incluidas en el Anexo I del Protocolo para tener derecho a utilizar los CERs (AA.VV. 2003).
En el caso del proyecto de Petroespaña, el país inversor sería España que es donde la empresa tiene su sede. España es un país que cumple con todos los requisitos mencionados y que ha aprobado numerosos proyectos de MDL a través de su Autoridad Nacional Designada (Designated National Authority o DNA), representada por la Oficina Española de Cambio Climático.
En relación al país receptor, se definen unos requisitos de participación que incluyen ser Parte del Protocolo de Kioto, participar de manera voluntaria en el proyecto MDL y designar una Autoridad Nacional para el MDL (AA.VV. 2003).
negociación de los bonos de carbono a nivel mundial. En el último ranking de la revista “Point Carbon”, publicado en octubre de 2009, el Perú se encuentra en el puesto número 6 del mundo, avanzando 2 puestos respecto al reporte anterior (Point Carbon Research 2009).
Elegibilidad del proyecto
Los proyectos realizados bajo el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) han de cumplir los requisitos señalados en el Protocolo de Kioto, ajustándose a los procedimientos y modalidades recogidos en los Acuerdos de Marrakech, los criterios establecidos por el país receptor y el país inversor y las disposiciones que desarrolla la Junta Ejecutiva del MDL (AA.VV. 2003).
En la tabla a continuación (Tabla 3.1) se listan todos los requisitos que un proyecto tiene que satisfacer para poder ser amitido al registro como Mecanismo de Desarrollo Limpio y por cada uno se evalúa el grado de cumplimiento relativo al proyecto de recuperación de gas residual de Petroespaña.
Requisitos (AA.VV. 2003) Grado de cumplimiento
El desarrollo del proyecto será de manera voluntaria El proyecto se propone de forma voluntaria por parte de Petroespaña.
Los gases objeto de los proyectos serán los indicados en el Anexo A del Protocolo de Kioto, es decir: Dióxido de Carbono (CO2), Metano (CH4), Óxido Nitroso (N2O), Hidrofluorocarbonos (HFC), Perfluorocarbonos (PFC) y Hexafluoruro de Azufre (SF6).
El gas objeto del proyecto es Dióxido de Carbono (CO2), como se detalla en el apartado 5.
La reducción de las emisiones debe tener su origen en el proyecto y ha de ser adicional a las que se producirían en ausencia del proyecto MDL.
El proyecto genera una reducción en las emisiones de CO2, como se detalla en el apartado 5.
El proyecto deberá conseguir beneficios reales, mensurables y a largo plazo en relación con la mitigación del cambio climático. Las reducciones de las emisiones han de poder cuantificarse y necesitan ser verificadas y certificadas por una DOE.
Requisitos (AA.VV. 2003) Grado de cumplimiento
El proyecto debe contribuir, en todo caso, al desarrollo sostenible del país huésped receptor del mismo, que tiene que aprobarlo.
El proyecto conlleva una transferencia de tecnología de un país desarrollado (EEUU) a un país en vía de desarrollo (Perú), y promueve una reducción en las emisiones de CO2 en este último.
El proyecto no debe acarrear impactos negativos desde el punto de vista ambiental, pudiendo exigir el país receptor de la inversión la correspondiente evaluación de impacto ambiental de conformidad con su legislación interna.
El proyecto conlleva un ahorro en combustibles y una reducción en las emisiones de CO2. No se preveen impactos significativos al medio ambiente.
El desarrollo del proyecto velará por la
correspondiente transferencia de tecnología y de conocimientos, ecológicamente inocuos y racionales.
El proyecto conlleva una transferencia de tecnología y conocimiento de un país desarrollado (EEUU) a un país en vía de desarrollo (Perú).
Si un proyecto está financiado con recursos públicos procedentes de un país Anexo I, se debe declarar que dicha financiación no es una desviación de los capítulos de la ayuda oficial al desarrollo.
No aplicable.
El proyecto deberá tener un periodo de acreditación limitado establecido por el participante en el
proyecto.
Petroespaña eligirá un periodo de acreditación para el proyecto.
Los proyectos de energía nuclear no se permiten, aunque la redacción de los Acuerdos de Marrakech es un tanto ambigua y no se prohíben de manera categórica.
No aplicable.
Los proyectos de forestación y reforestación se admiten con un límite del 1% de las emisiones del año base del país Anexo I.
No aplicable.
Tabla 3.1. Requisitos de elegibilidad proyecto y grado de cumplimiento.
Ciclo de proyecto del MDL
Además de los requisitos de elegibilidad descritos anteriormente, los proyectos MDL tienen que ser aprobados a través de un procedimiento de registro riguroso y público, supervisado por la Junta Ejecutiva. Este procedimiento tiene el objetivo de asegurar que las reducciones de emisiones sean reales, medibles y verificables, y que sean adicionales a la situación que hubiera ocurrido sin el proyecto.
El ciclo del proyecto MDL se puede dividir en dos fases principales: una primera, consistente en el diseño del proyecto MDL, y una segunda, consistente en la ejecución física del proyecto.
La primera fase consiste en la elaboración del documento del proyecto (PDD) por parte del promotor del proyecto y en la aprobación del mismo por parte de las Autoridades Nacionales del país inversor (Anexo I) y del país receptor (no Anexo I). Además incluye una validación del documento por parte de una Entidad Operacional Designada (DOE) y, en caso de aceptación positiva, el registro como proyecto MDL por parte de la Junta Ejecutiva.
La segunda fase, que ocurre una vez que el proyecto haya sido implementado, incluye la aplicación de un plan de seguimiento, la verificación del seguimiento por parte de una DOE, diferente de la primera, y, en caso positivo, la certificación de reducción de emisiones y transferencia de CERs al registro de participantes.
Figura 3.1. Diagrama general del ciclo de proyecto MDL (AA.VV. 2003).
Fase de diseño del proyecto
metodología de seguimiento de las emisiones y/o absorciones generadas, los cálculos de emisiones, y las observaciones de los interesados (AA.VV. 2003). Para completar esta fase preliminar, el promotor debe solicitar la aprobación del proyecto a las Autoridades Nacionales Designadas (DNAs) del país de origen y del país receptor.
La validación es el procedimiento de evaluación independiente de un proyecto por parte de una Entidad Operacional Designada (DOE), según unos criterios establecidos por la normativa del MDL. El promotor tendrá que contactar una DOE entre una lista de empresas acreditadas y entregarle el PDD y los documentos de aprobación de las DNAs. La DOE se ocupará de examinar la documentación, confirmar si se cumplen los requisitos generales del MDL y, si procede, solicitar el registro a la Junta Ejecutiva a través de un informe de validación.
Una vez recibido el informe de validación, la Junta revisa la documentación y, si procede, añade el proyecto al registro MDL. En el caso de que el procedimiento de validación o registro dieran un resultado negativo, la DOE o la Junta notificarían al promotor sus decisiones y motivaciones. El promotor tendría la posibilidad de volver a presentar el PDD, tras incluir las modificaciones necesarias.
Figura 3.2. Cronograma indicativo de la fase de diseño del proyecto (en meses).
Fase de operación del proyecto
La fecha de activación del proyecto corresponde al momento en el que el proyecto empieza a funcionar, tras su implementación en un determinado emplazamiento. En el caso del proyecto de Petroespaña correspondería a cuando el sistema propuesto empieze a recuperar el gas residual en la refinería X.
Existe una importante diferencia entre la duración del proyecto y el periodo de acreditación. La primera es el tiempo durante el que se ejecuta la actividad de proyecto. En el caso del proyecto de Petroespaña, se puede suponer que el proyecto dure hasta que siga en función la refinería y se puede estimar en un tiempo mínimo de 15-20 años. El periodo de acreditación es el periodo de tiempo durante el cual se podrán generar los CERs procedentes de la actividad de proyecto. Este periodo se establece, según los acuerdos de Marrakech, siguiendo uno de los criterios siguientes:
•
un máximo de siete años, renovable como máximo dos veces, siempre que, para cada renovación, una DOE determine si todavía es válida la base de referencia original del proyecto o si ha sido actualizada teniendo en cuenta nuevos datos, cuando proceda, e informe de ello a la Junta Ejecutiva.•
un máximo de diez años sin opción de renovación (AA.VV. 2003).El promotor es libre de elegir uno u otro de los dos criterios y establecer por lo tanto el periodo de acreditación. En todo caso, para que un proyecto pueda recaudar CERs, tendrá que estar activo y registrado como MDL.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Preparación del PDD
Aprobación de DNA país de origen Aprobación de DNA país receptor Solicitud comentarios grupos de interés Validación
En cuanto empieze el periodo de acreditación, el promotor tiene que aplicar el plan de seguimiento que se describe en el PDD del proyecto. La finalidad del plan de seguimiento es comunicar las reducciones por las fuentes de los gases de efecto invernadero resultantes del proyecto, que se recogen en un informe de seguimiento. El promotor entrega el informe a una DOE, diferente de la que haya llevado a cabo la validación.
Tras recibir el informe de seguimiento, la DOE se ocupa de efectuar la verificación, que consiste en el examen periódico independiente y la determinación a posteriori de las reducciones observadas de las emisiones antropógenas por las fuentes de los gases efecto invernadero que se hayan producido como resultado del proyecto del MDL registrado. Seguidamente, si procede, realiza la certificación que es la confirmación por escrito de que, durante un periodo determinado, un proyecto ha conseguido las reducciones de emisiones por las fuentes que se han verificado (AA.VV. 2003).
4.
Demostración de la adicionalidad e identificación del
escenario base
Adicionalidad
Uno de los criterios fundamentales previstos por el MDL es que las actividades de proyectos sean adicionales, es decir que produzcan una reducción de emisiones que no ocurriría en su ausencia.
Para demostrar la adicionalidad de un proyecto existen dos herramientas parecidas (CDM Executive Board 2008a y 2008b) que se basan en un procedimiento estructurado en distintas fases:
• Step 1: Identificación de alternativas a la actividad de proyecto
• Step 2: Análisis financiero
• Step 3: Análisis de barreras
• Step 4: Análisis de la práctica común
Este procedimiento además permite identificar el escenario base, que es un elemento clave para el cálculo de reducción de emisiones, como se detalla en el apartado 5.
Step 1: Identificación de alternativas legales
Sub-step 1a: Identificación de alternativas
Como propuesto por la metodología AM0055, que se detalla en el apartado 5, se utiliza una matriz donde se ponen, en un lado, todos los posibles usos del gas residual, indicados con la letra W, y por otro, las posibles formas de generación de calor, indicados con la letra H (Tabla 4.1). De la combinación de estas alternativas se identifican varios escenarios posibles (Tabla 4.2).
Generación de calor
Uso de gas residual H1: Proyecto sin MDL H2: Combustible fósil
W1: Venteo - Escenario 3
W2: Incineración con antorcha - Escenario 2
W3: Recuperación y venta - Escenario 4
W4: Recuperación y generación
calor Escenario 1
-W5: Recuperación y generación
electricidad Escenario 5
Tabla 4.1. Matriz de generación de escenarios.
Escenario Descripción
1 Actividad de proyecto realizada sin el registro como MDL. Recuperación de gas residual para la
generación de calor de proceso.
2 Business as usual. Incineración de gas residual.
3 Venteo de gas residual.
4 Recuperación y venta de gas residual como combustible.
5 Recuperación gas residual para producción de energía eléctrica.
Tabla 4.2. Escenarios identificados.
Sub-step 1b: Cumplimiento con normativa vigente
realística a la actividad de proyecto y se descarta de los análisis sucesivos.
Step 3: Análisis de barreras
Puesto que las herramientas de adicionalidad dejan la posibilidad de elegir si aplicar uno o ambos de los análisis financiero y de barreras (Step 2 y 3), y en qué orden (CDM Executive Board 2008a y 2008b), se decide realizar primero un análisis de barreras (Step 3) y luego un análisis financiero (Step 2).
Sub-step 3a: Identificación de barreras a la actividad de proyecto
La actividad de proyecto está sometida a varias barreras de tipo tecnológico que podrían impedir o dificultar su implementación:
• Ausencia de un proveedor local de los equipos y materiales necesarios • Ausencia de expertos y técnicos formados locales
• Riesgos asociados a la implementación por primera vez de la tecnología del proyecto en Perú (“first of its kind”).
La documentación a soporte de estas barreras se detallan en el apartado “Análisis de práctica común” abajo.
Sub-step 3b: Identificación de alternativas al proyecto no sometidas a las barreras
Una vez identificadas las barreras, se tiene que demostrar que por lo menos uno de los escenarios alternativos al proyecto no está sometido a tales barreras. La actividad de proyecto sin MDL (Escenario 1) se excluye de este análisis, puesto que se le aplican las mismas barreras que al actividad de proyecto.
amplia adopción demuestra que es una tecnología que se puede utilizar sin particulares dificultades o riesgos, y por la cual existe personal adecuadamente formado.
El Escenario 4, que prevee la recuperación y venta del gas residual, está sometido a una barrera tecnológica prohibitiva: el gas residual se produce en una cantidad y calidad extremadamente variables y por lo tanto no puede pasar unos estándares mínimos para ser comercializado como producto, según informa Petroespaña. El Escenario 4 no puede considerarse una alternativa realística a la actividad de proyecto y se descarta de los análisis sucesivos.
El Escenario 5, que prevee la recuperación del gas residual para generación de electricidad (como sugerido en AA.VV. 1994), está sometido a barreras tecnológicas y económicas prohibitivas, puesto que en la refinería falta toda la infraestructura necesaria a la generación de electricidad, según informa Petroespaña. El Escenario 5 no puede considerarse una alternativa realística a la actividad de proyecto y se descarta de los análisis sucesivos.
En conclusión, tras el análisis de barreras, el Escenario 2 es la única alternativa posible a la actividad de proyecto, además de la actividad de proyecto sin MDL. Siendo la única alternativa, el Escenario 2 corresponde también al escenario base (CDM Executive Board 2008b) y se utiliza como tal para el cálculo de reducción de emisiones detallado en el Apartado 5.
Step 2: Análisis financiero
El objetivo del análisis financiero es demostrar que la actividad de proyecto no es: a) la más atractiva económicamente o financiariamente; o
b) económicamente o financiariamente factible, sin los ingresos de los CERs.
Petroespaña informa además que el presupuesto del proyecto es de 12 millones de dólares americanos y que el plazo de tiempo para recuperar la inversión es de 7 años. Esto significa que el proyecto genera ingresos anuales en forma de ahorro de combustible, en media de 1,7 millones de dólares, y que a partir del octavo año desde su implementación empieza a generar un beneficio neto cada año. Comparando la actividad de proyecto con la única alternativa que queda (Escenario 2), a lo largo de un periodo mínimo de 10 años (ver “Annex: Guidance on the Assessment of Investment Analysis” en CDM Executive Board 2008a), se concluye que la actividad de proyecto es la más atractiva económicamente, puesto que el Escenario 2 no permite ahorrar combustible y no produce ningún ingreso. Así pues, el proyecto no alcanza tampoco el objetivo a) del análisis financiero.
En conclusión, desde el punto de vista financiero, el proyecto no es adicional, puesto que es rentable y corresponde a la solución más atractiva económicamente respecto a las alternativas posibles.
Step 4: Análisis de la práctica común
Sub-step 4a: Identificación de actividades similares a la del proyecto
No se han identificado pruebas de si sistemas similares hayan sido implementados en las refinerías de Petroperu y Pluspetrol. Todavía, toda la información recogida y el carácter novedoso de la tecnología, adoptada prevalentemente en países desarrollados, hace pensar que el proyecto propuesto por Petroespaña sería el primero de su tipo en Perú.
Considerando la región sudamericana, existen dos proyectos de recuperación de gas residual adoptados en refinerías en Argentina: uno fue implementado por Shell en la refinería Dock Sud en 1999 y otro fue implementado por YPF como MDL en 2010 en la refinería de La Plata (CDM Executive Board 2010).
Sub-step 4b: Análisis de actividades similares
Excluyendo de este análisis el proyecto de La Plata, siendo un proyecto MDL, se presentan las diferencias principales existentes entre el proyecto propuesto por Petroespaña y el proyecto de Dock Sud de Shell.
El proyecto de Shell se realizó en 1999 antes de la grave crisis que golpeó la economía argentina en 2001. Entonces el país era uno de los más desarrollados de la región y, sobre todo, el cambio entre dólares americanos y pesos argentinos era de 1:1. Esto permise a Shell de comprar la tecnología americana a un precio relativamente barato.
La identificación y recogida de toda la documentación necesaria a respaldar los análisis financiero, de barreras y de práctica común está fuera del alcance de este informe. Puesto que la presentación de esta información es un punto crítico para recibir la aprobación de las DOEs y de la Junta Ejecutiva, se listan todos aquellos aspectos de los análisis que necesitan ulterior soporte documental en la Tabla 4.3.
Aspecto Documentación necesaria
Ilegalidad venteo de gas residual Ley peruana correspondiente
Proveedor tecnología Información sobre los principales proveedores y
ubicación geográfica de sus operaciones
Presencia tecnología en Perú Informacion sobre refinerías de Petroperu (directa o
indirecta)
“ Confirmación escrita de la ausencia de tecnología en
La Pampilla por parte de Repsol
“ Solicitud información actualizada a John Zink
5.
Metodología aplicable
Identificación de la metodología
A través de la página web oficial de las Naciones Unidas (UNFCCC 2010), se ha buscado una metodología que pudiera aplicarse al proyecto propuesto por Petroespaña. Se han identificado las siguientes metodologías:
• una metodología large-scale aprobada aplicable, la AM0055
• ninguna metodología consolidada aplicable
• una metodología propuesta aplicable, la NMO192 que es la versión provisoria de la AM0055
• una metodología small-scale aprobada aplicable, la AMS-III.P
De esta lista resulta que existen solo dos metodologías aprobadas aplicables al proyecto, una large-scale y otra small-scale. Como se detalla en el Appendix 1, el proyecto propuesto por Petroespaña es large-scale en cuanto reduce más de 60.000 tCO2 equivalentes (Decision 4/CMP.1 2005). Por lo tanto, se decide aplicar la metodología AM0055.
Criterios de aplicabilidad
La metodología AM0055 describe unos criterios de aplicabilidad que determinan si la misma es aplicable a un determinado proyecto. En la tabla a continuación (Tabla 5.1) se listan los criterios y se demuestra el cumplimiento en relación con el proyecto de recuperación de gas residual de Petroespaña.
Criterio (CDM Executive Board 2007) Cumplimiento
In absence of the project activity, based on historical data, waste gases from the refining facility,
used by the project activity, were flared (not vented) for the last 3 years, prior to the start of the project, or as long as the processing facility has been in operation.
The recovery device is placed just before the flare header(with no possibility of diversions of the recovered gas flow) and after all the waste gas generation devices.
El sistema de recuperación de gas residual se pondría justo antes del cabezal de antorcha de manera que se intercepta todo el gas residual producido y no se permiten desviaciones de flujo, como indicado en el esquema de proceso por John Zink (Figura 2.1) y confirmado por Petroespaña. Recovered waste gases are used in the same
refinery facility.
Petroespaña asegura que el gas recuperado será utilizado internamente.
The project activity does not lead to an increase the
production capacity of the refinery facility. El proyecto prevee exclusivamente una sustitución de combustible de manera que ni la cantidad de energía precisa ni la producción de productos de refineo cambiará con la implementación del proyecto.
Local regulations neither constrain the refinery facility from using the fossil fuels currently used in the existing process nor require flaring of the recovered gas.
Petroespaña asegura que no existe ninguna legislación que imponga limitar o reducir el uso de combustibles fósiles en su refinería ni quemar el gas residual en antorcha. Un análisis incial de la
legislación sectorial peruana confirma esta información.
Waste gas volume and composition are measurable. El volumen y composición del gas residual se pueden medir a través de la instrumentación en dotación a la refinería.
There should not be any addition of fuel gas or refinery gas in the waste gas pipeline between the point of recovery and the point where it is mixed in fuel gas system or used directly in element
process.
Petroespaña asegura que todo el gas residual recuperado sólo irá a la línea de fuel gas, donde el mismo se mezclará con otros combustibles gaseosos y se dirigirá a los equipos de generación de calor de proceso. Todo el gas recuperado será utilizado para la generación de calor de proceso, sin existir ninguna derivación adicional a otras operaciones.
Tabla 5.1. Criterios de aplicabilidad de la metodología AM0055.
La metodología se complementa con algunas Herramientas elaboradas por la Junta Ejecutiva:
• Tool for the demonstration and assessment of additionality (CDM Executive Board 2008a)
• Combined tool to identify the baseline scenario and demonstrate additionality (CDM Executive Board 2008b)
• Tool to calculate baseline, project and/or leakage emissions from electricity consumption (CDM Executive Board 2008c)
Límites de proyecto
Cálculo de reducción de emisiones
La reducción de emisiones de CO2 se calcula anualmente como la diferencia entre las emisiones producidas en ausencia de la actividad de proyecto, o escenario base, y las emisiones producidas por la actividad de proyecto. El escenario base se define como la situación que ocurriría con más probabilidad si no se llevara a cabo la actividad de proyecto. Como se demuestra en el apartado 4, el escenario base resulta ser el mantenimiento de la situación actual (Escenario 2), es decir la incineración del gas residual en antorcha con producción de vapor y uso de combustibles fósiles para la generación de calor de proceso.
Las emisiones del escenario base corresponden a la suma de las emisiones debidas al uso de combustibles fósiles en ausencia de recuperación de gas residual (74.633 tCO2e/año) y las emisiones debidas a la generación de vapor en el proceso de incineración en antorcha (1.503 tCO2e/año), equivalente a 76.136 tCO2e/año, como se demuestra en el Appendix 1.
Las emisiones de la actividad de proyecto corresponden a las emisiones debidas a la generación de electricidad necesaria a la operación del sistema de recuperación de gas residual, equivalente a 5.394 tCO2e/año, como se demuestra en el Appendix 1. Estas emisiones se calculan según una herramienta específica (CDM Executive Board 2008c).
La reducción de emisiones resulta por lo tanto de 70.742 tCO2e/año.
Parámetros utilizados
2007)
Qwgf Historic annual average amount of
waste gas sent to the flares during the last three years before the project implementation minus amount of waste gas released due to emergencies or shutdown and amount of waste gas required to maintain the pilot flame.
15.452.000 Nm3 Media de las mediciones históricas
de gas residual enviado a antorcha durante los años 2008, 2009 y 2010 (Petroespaña).
QwgA,y Volume of waste gas that will replace
fossil fuel used for process heating, in
year y measured at the point where
waste gas is added in other fuel gases to be sent to element process(s).
15.452.000 Nm3 Puesto que todo el gas residual se
utiliza para la generación de calor de proceso, sin desviaciones desde el sistema de recuperación hasta las calderas donde ocurre la combustión, se supone que todo el volumen de gas enviado anualmente a antorcha se pueda recuperar y utilizar en los procesos de refinería.
QwgB,y Total volume of waste gas in year y
measured at the deviation(s) between the point A where waste gas is added in other fuel gases and the element process(s)
0 Nm3 Puesto que todo el gas residual se
utiliza para la generación de calor de proceso, sin desviaciones desde el sistema de recuperación hasta las calderas donde ocurre la combustión, se supone que el volumen de gas desviado sea igual a cero.
QCRS System recovery capacity (Nm3/hr)
multiplied by number of operating hours of waste gas recovery system in year y
17.000.000 Nm3 Calculado estimando un
funcionamiento de 8.400 horas al año (Petroespaña).
LHVwg Lower heating value of waste gas
recovered
0,07 GJ/Nm3 Medido a través de las
cromatografías realizadas en los laboratorios de Petroespaña siguiendo normas internacionales.
EFphf_PR Average emission factor of the fossil
fuels used in the project activity during the year y.
n/d El dato no es disponible antes de
implementar el proyecto.
Efng,B,y Emission factor of natural gasin the
Parámetro Descripción (CDM Executive Board
2007) Valor Fuentes y suposiciones
Effo,B,y Emission factor of fuel oilin the fuel
mix used in the last three years. 0,077 tCO2e/GJ Calculado multiplicando el factor de emisión de carbón del fuel oil (0,021 tC/GJ) por 44/12. El valor de factor de emisión de carbón deriva de IPCC 1996.
%ECng,B,y Percentage by energy content of
natural gasin the fuel mix used in the last 3 years to be replaced by waste gas in year y.
35% (Petroespaña)
%ECfo,B,y Percentage by energy content of fuel
oilin the fuel mix used in the last 3 years to be replaced by waste gas in year y.
65% (Petroespaña)
ηphf,ng,BL Efficiency of representative element
process using natural gasused in the baseline scenario.
91,9% Opción 1 – Valor de eficiencia
máxima suministrado por fabricante.
ηphf,fo,BL Efficiency of representative element
process using fuel oilused in the baseline scenario.
92,8% Opción 1 – Valor de eficiencia
máxima suministrado por fabricante.
ηwg,PR Efficiency of representative element
process using waste gas in the project scenario that replaces the other fossil fuels that were used in the baseline scenario
91,5% Opción 1 – Valor de eficiencia mínima
suministrado por fabricante. El dato es una estimación conservativa (Petroespaña).
dwg Density of waste gas recovered 0,00124 t/Nm3 (Petroespaña)
fst/wg Ratio of steam to waste gas
combusted in the flares 0,35 Según datos del periodo 2008-2010 (Petroespaña)
Hst Steam energy content 2,897 GJ/
t steam (Petroespaña)
effst Boiler efficiency 100% Estimación conservativa.
Efst,y Emission factor of fuel oil used for
steam generation 0,077 tCO2e/GJ Calculado multiplicando el factor de emisión de carbón del fuel oil (0,021 tC/GJ) por 44/12. El valor de factor de emisión de carbón deriva de IPCC 1996.
2008c)
ECPJ,y Quantity of electricity consumed by
the project electricity consumption sourcein year y
7.250 MWh/yr (Petroespaña).
EFEL,y Emission factor for electricity
generationin year y 0,62 tCO2/MWh Opción A1 de la Herramienta 05. Esta opción prevee calcular el factor de emisión de margen combinado pero, debido a la complejidad del cálculo, se ha preferido utilizar el valor máximo del factor de emisión de margen combinado para Perú según el IGES (IGES 2011). Escogiendo el valor máximo en vez del valor medio, el dato es conservativo.
TDLy Average technical transmission and
distribution losses for providing electricity in year y
20% Valor de default propuesto por la
Herramienta 05 (CDM Executive Board 2008c).
Tabla 5.3. Parámetros utilizados para el cálculo de emisiones de la actividad de proyecto.
Plan de seguimiento
La metodología AM0055 prevee la realización de un plan de seguimiento en base al cual se calculan las emisiones efectivamente reducidas tras la implementación del proyecto. El plan requiere el seguimiento y medición de los siguientes parámetros:
• el volumen y composición del gas residual recuperado
• la cantidad de energía consumida por la actividad de proyecto
• datos necesarios a calcular los factores de emisiones de la electricidad usada en el proyecto
• datos necesarios a calcular los factores de emisiones de combustibles fósiles usados para el calor de proceso y generación de vapor en la refinería
La Tabla 5.4 indica los parámetros a monitorizar.
Parámetro Descripción Tipo de medición Frecuencia de medición
LHVwg Lower heating value of
waste gas recovered Cromatografía realizada en laboratorio según estándar internacional.
Una vez a la semana mínimo
dwg Density of waste gas
recovered Cromatografía realizada en laboratorio según estándar internacional.
Una vez a la semana mínimo
effst Boiler efficiency A través de medición directa
o con datos de fabricante
Anualmente
ηwg,PR Efficiency of representative
element process using waste gas in the project scenario that replaces the other fossil fuels that were used in the baseline scenario
A través de medición directa o con datos de fabricante
EFng,P,y Emission factor of natural
gas in the fuel mix replaced by waste gas during project activity in year y
Cromatografía realizada en laboratorio según estándar internacional.
Anualmente
EFfo,P,y Emission factor of fuel oil in
the fuel mix replaced by waste gas during project activity in year y
Cromatografía realizada en laboratorio según estándar internacional.
Anualmente
%ECng,P,y Percentage of natural gas in
the fuel mix used in project activity in year y expressed as by energy content.
Medición de los caudales de
flujo de cada combustible. Anualmente
%ECfo,P,y Percentage of fuel oil in the
fuel mix used in project activity in year y expressed as by energy content.
Medición de los caudales de
flujo de cada combustible. Anualmente
QwgA,y Volume of waste gas that
will replace fossil fuel used for process heating, in year
y measured at the point where waste gas is added in other fuel gases to be sent to element process(s).
QwgB,y Total volume of waste gas in
year y measured at the deviation(s) between the point A where waste gas is added in other fuel gases and the element process(s)
Medición de caudal in situ. Continuamente
6.
Análisis de riesgos y costes/beneficios
Riesgos
En la Tabla 6.1 se identifican algunos de los riesgos principales asociados con el procedimiento de registro del proyecto de Petroespaña como MDL y se evalúan de manera indicativa, aportando las debidas justificaciones.
Riesgo Evaluación Justificación
Proyecto no aprobado
por DNA Limitado Las DNAs de España y Perú han aprobado numerosos proyectos MDL. Respecto a las DOEs o la Junta Ejecutiva, las DNAs no intervienen en temas técnicos y su aprobación es más una cuestión formal.
Proyecto no aprobado por DOE o Junta Ejecutiva
Elevado El proyecto no es adicional desde un punto de vista económico
(Apartado 4) y esto puede causar el rechazo del proyecto por parte de la DOE (durante la validación) o de la Junta Ejecutiva (antes del registro). La adicionalidad tiene que ser comprobada exclusivamente con el análisis de barreras, lo que es complicado debido a la escasez de información publicada relevante.
Alargamiento de los
plazos Moderado Como se detalla en el Apartado 3, existe una buena probabilidad que se alarguen los plazos mínimos de registro del proyecto. La causa principal está asociada con la elaboración del PDD y aprobación del mismo por la DOE. Tal situación conllevaría un aumento de los costes, aunque probablemente dentro de las estimaciones máximas
indicadas en la Tabla 6.2.
Verificación negativa Limitado La verificación es negativa cuando el plan de seguimiento establecido
en el PDD no se aplica correctamente. La aplicación del plan todavía depende en gran medida del promotor de proyecto y se supone que no conlleve particulares dificultades.
Cambio de variable o
suposición incorrecta Moderado Alguna de las variables (normativa vigente, contexto político-económico de Perú, precio del CER, etc.) puede cambiar o alguna de las suposiciones (ausencia de tecnología de proyecto en el país, parámetro de cálculo de emisiones, etc.) puede resultar incorrecta. En ambos casos, se estima que la probabilidad que un tal suceso ocurra y tenga un impacto importante sobre el registro del proyecto sea baja.
Los costes asociados al registro del proyecto propuesto por Petroespaña se estiman en la siguiente tabla (Tabla 6.2), adaptada de UNEP 2006. Los totales son estimaciones conservativas. Los costes se concentran sobre todo en la fase de diseño del proyecto, antes de que empieze el periodo de acreditación, como se enseña en la Figura 6.1.
Actividad Tipo de coste Coste (US$)
Fase de diseño
Estudio de factibilidad inicial Tarifa de consultoría o coste interno 5.000 - 30.000
Project Design Document (PDD) Tarifa de consultoría o coste interno 15.000 - 100.000
Validación Tarifa DOE 8.000 – 80.000
Tasa de registro Tarifa Junta Ejecutiva 87.500 - 125.000
Total fase de diseño 335.000 (max)
Fase de operación
Tarifa Fondo Adaptación UN Tarifa Junta Ejecutiva 22.000 (2% CERs)
Verificación inicial Tarifa DOE 5.000 - 30.000
Verificación periódica (anual) Tarifa DOE 5.000 - 25.000
Total fase de operación (anual) 52.000 (max)
Tabla 6.2. Costes asociados al registro del proyecto como MDL.
Beneficios
Parámetro Valor
Reducción de emisiones anual 70.742 tCO2e
Precio actual CER (equivalente a 1 tCO2e) 15,41 $
Ingresos anuales CERs 1.090.314 $
Ingresos CERs en un periodo de acreditación mínimo de 7 años 7.632.201 $
Tabla 6.3. Beneficios económicos asociados al registro del proyecto como MDL.
Figura 6.1. Gráfico de las estimación de costes y beneficios del proyecto propuesto durante un periodo mínimo de acreditación de 7 años.
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 0
200000 400000 600000 800000 1000000 1200000
Costes/beneficios
Ingresos Costes
Años
U
S
Como descrito en el Apartado 3, existen dos tipos de periodos de acreditación que el promotor puede elegir: uno de 7 años con posibilidad de renovación hasta un máximo de dos veces, alcanzando un total de 21 años; y otro de 10 años sin posibilidad de renovación.
A los 7 años de su implementación, el proyecto será ya ampliamente rodado, con muchos meses de funcionamiento acumulados, y empiezará a generar ingresos netos anuales. En ese momento la mayor parte de los riesgos y barreras asociados con la adopción de la tecnología en Perú se habrán superado. Esto significa que será muy dificil demostrar la adicionalidad del proyecto y la probabilidad que se renove el periodo de acreditación para otros 7 años será muy escasa.
7.
Conclusiones
A conclusión del informe y de los análisis llevados a cabo se pueden identificar los siguientes aspectos:
• El proyecto propuesto por Petroespaña es elegible como MDL.
• El proyecto está sometido a barreras de tipo tecnológico que podrían ser aliviadas con los ingresos derivados de los CERs y es probable que sea el primero de su tipo en Perú. Es necesario recoger más información para asegurarse sobre la ausencia de la tecnología de proyecto en el país y aportar más pruebas documentales.
• El proyecto no es adicional desde un punto de vista económico. Esto representa el aspecto de más impacto negativo sobre las posibilidades de registro del proyecto.
• La demostración de adicionalidad se tiene que basar exclusivamente en el análisis de barreras. Existe la posibilidad que la Junta Ejecutiva considere que el proyecto no necesite los ingresos de los CERs, siendo rentable y factible por sí solo, y que el análisis de
barreras no sea suficiente para motivar la adicionalidad del proyecto. Todavía se considera más probable que la Junta tenga una postura favorable al registro del proyecto, puesto que:
− el procedimiento de demostración de adicionalidad prevee la posibilidad de que un proyecto sea registrado aunque rentable, utilizando solo el análisis de barreras.
− la práctica común demuestra que la tecnología del proyecto no se ha adoptado en el país, a pesar de su capacidad de generar ingresos.
− en la región se ha registrado como MDL otro proyecto (refinería La Plata, Argentina) en condiciones muy similares, creando un precedente favorable.
inversión inicial (estimable en 200.000 US$) con el objetivo de conseguir los significativos ingresos derivados de los CERs.
8. Bibliografía y otras fuentes
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