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ÍNDICE
A) INTRODUCCIÓN ...3
1. CRITERIOSPARASERTRAMITADOCOMOMDL...4
2. FASESDETRAMITACIÓNDELPROYECTOCOMOMDL ...4
2.1. PRINCIPALES ACTORES...4
2.2. CICLO DEL PROYECTO...5
3. DINÁMICADEANÁLISISDELAVIABILIDADDELOSPROYECTOS...7
B) ANÁLISIS DEL PROYECTO DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN UNA CENTRAL A GAS NATURAL...10
1. DESCRIPCIÓNDELPROYECTO ...11
2. METODOLOGÍAAPLICABLE...13
3. ANÁLISISDELAVIABILIDADCOMOMDL...14
3.1. IDENTIFICACIÓN DEL ESCENARIO DE LÍNEA BASE...14
3.2. DEMOSTRACIÓN DE LA ADICIONALIDAD ...15
3.2.1. ANÁLISIS DE RENTABILIDAD: Análisis de inversión del punto de referencia ... 15
3.2.2. ANÁLISIS DE LA PRÁCTICA COMÚN ... 16
3.2.3. IMPACTO DEL REGISTRO DEL PROYECTO COMO MDL... 17
3.3. CÁLCULO DE REDUCCIÓN DE EMISIONES...17
4. CONCLUSIONESYRECOMENDACIONES ...22
C) ANÁLISIS DEL PROYECTO DE RECUPERACIÓN DE GAS DE ANTORCHA EN UNA INSTALACIÓN DE PRODUCCIÓN DE CRUDO ...24
1. DESCRIPCIÓNDELPROYECTO ...25
2. METODOLOGÍAAPLICABLE...26
3. ANÁLISISDELAVIABILIDADCOMOMDL...27
3.1. IDENTIFICACIÓN DEL ESCENARIO DE LÍNEA BASE...27
3.2. DEMOSTRACIÓN DE LA ADICIONALIDAD ...30
3.2.1. ANÁLISIS DE RENTABILIDAD: Análisis de inversión del punto de referencia ... 30
3.2.2. ANÁLISIS DE LA PRÁCTICA COMÚN ... 31
3.3. CÁLCULO DE REDUCCIÓN DE EMISIONES...32
4. CONCLUSIONESYRECOMENDACIONES ...35
D) ANÁLISIS DEL PROYECTO DE CAMBIO DE COMBUSTIBLE ...37
1. DESCRIPCIÓNDELPROYECTO ...38
2. METODOLOGÍAAPLICABLE...40
3. ANÁLISISDELAVIABILIDADCOMOMDL...41
3.1. IDENTIFICACIÓN DEL ESCENARIO DE LA LÍNEA BASE ...41
3.2. DEMOSTRACIÓN DE LA ADICIONALIDAD ...42
3.2.1. ANÁLISIS DE RENTABILIDAD: Análisis de inversión del punto de referencia ... 42
3.2.2. ANÁLISIS DE LA PRÁCTICA COMÚN ... 42
3.3. CÁLCULO DE REDUCCIÓN DE EMISIONES...44
3.4. PLAN DE MONITORIZACIÓN ...48
4. CONCLUSIONESYRECOMENDACIONES ...48
E) ANÁLISIS DEL PROYECTO RECUPERACIÓN DE GAS DE ANTORCHA EN UNA REFINERÍA ...51
1 DESCRIPCIÓNDELPROYECTO ...52
2 METODOLOGÍAAPLICABLE...55
3 ANÁLISISDELAVIABILIDADCOMOMDL...56
4.1. IDENTIFICACIÓN DEL ESCENARIO DE LÍNEA BASE Y DEMOSTRACIÓN DE LA ADICIONALIDAD ...56
4.1.1. BARRERAS... 58
4.1.2. ANÁLISIS DE LA PRÁCTICA COMÚN ... 60
4.2. CÁLCULO DE REDUCCIÓN DE EMISIONES...61
4 CONCLUSIONESYRECOMENDACIONES ...68
INTRODUCCIÓN
El cambio climático es uno de los mayores retos a los que se enfrentan los países en el siglo XXI. Avanzar en los niveles de bienestar y desarrollo humano y mantener la estabilidad y el crecimiento económico, supone un enorme reto social y tecnológico.
Tras un largo proceso de negociación, la respuesta internacional ante el reto del cambio climático se ha materializado en dos instrumentos jurídicos, la Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (UNFCCC), adoptada en 1992 y que entró en vigor en 1994, y el Protocolo de Kioto (PK), adoptado en 1997, que desarrolla y dota de contenido concreto las prescripciones genéricas de la Convención.
El artículo 2 de la Convención Marco sobre Cambio Climático establece que el objetivo último de la misma es “lograr la estabilización de las concentraciones de gases de efecto invernadero (GEI) en la atmósfera a un nivel que impida interferencias antropógenas peligrosas en el sistema climático. Ese nivel debería lograrse en un plazo suficiente para permitir que los ecosistemas se adapten naturalmente al cambio climático, asegurar que la producción de alimentos no se vea amenazada y permitir que el desarrollo económico prosiga de manera sostenible”.
El Protocolo de Kioto es el instrumento legal que establece el compromiso específico de limitación de emisiones netas de GEI para los principales países desarrollados y con economías en transición. En el artículo 25 del Protocolo se establece que éste entrará en vigor cuando lo ratifiquen al menos 55 países de las Partes de la Convención y que éstos sean responsables del 55% de las emisiones del año base 1990. Esto ocurrió el 16 de Febrero de 2005.
Actualmente lo han ratificado 191 países y el porcentaje de emisiones de las Partes del Anexo I del PK es del 63,7%.
El 31 de Mayo de 2002, la Unión Europea y sus quince Estados Miembros ratificaron el Protocolo de Kioto, por lo que España asumió también la responsabilidad individual de cumplir los compromisos de reducción de GEI, de manera que durante el perido 2008-2012 no aumenten sus emisiones más del 15% sobre la cifra de emisiones del año base.
A día de hoy este compromiso no se ha cumplido pues se estima que España ha aumentado aproximadamente un 50% sus emisiones de GEI con respecto al año base (hasta 2007). Aun así, como cualquier otro país que haya ratificado el Protocolo, España ha adoptado medidas limitadoras de las emisiones en el propio país, y de forma adicional puede utilizar los mecanismos de flexibilidad que ofrece el Protocolo para alcanzar el cumplimiento de limitación.
Estos mecanismos de flexibilidad son tres:
Comercio de Emisiones (CE)
Mecanismo de Aplicación Conjunta (AC) Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL)
Su inclusión en el Protocolo de Kioto se justifica por el carácter global del reto del cambio climático, que hace que el efecto de las reducciones de emisiones sobre el sistema climático sea independiente del origen de éstas. De esta forma, se permite que los países con objetivos de reducción y limitación de emisiones que consideren particularmente oneroso reducir las emisiones en su propio país, puedan optar por comprar las reducciones de emisiones de otros países a un precio más económico.
Las reglas que rigen el MDL fueron establecidas en 2003 en los Acuerdos de Marrakech y son cumplimentadas por las decisiones de la Junta Ejecutiva del MDL y las decisiones subsecuentes de las Conferencias de las Partes (COP).
1. CRITERIOS PARA SER TRAMITADO COMO MDL
A continuación se exponen los requisitos necesarios para que un proyecto en cuestión sea considerado Mecanismo de Desarrollo Limpio:
1. El proyecto se debe realizar en un país que forme parte del Protocolo de Kioto y que no pertenezca al anexo I de la Convención Marco de Cambio Climático. 2. Los participantes del proyecto participan de forma voluntaria.
3. Las Partes implicadas tienen designada su Autoridad Nacional.
4. Los gases objetivo del proyecto son los gases de efecto invernadero citados en el anexo A del Protocolo de Kyoto: CO2, CH4, N2O, HFC, PFC y SF6.
5. La reducción de gases de efecto invernadero es adicional a la que ocurriría en ausencia del proyecto.
6. El proyecto supone beneficios reales por reducción de emisiones a largo plazo. 7. El proyecto contribuye al desarrollo sostenible del país huésped.
8. Se deberán emplear metodologías aprobadas por la UNFCCC
2. FASES DE TRAMITACIÓN DEL PROYECTO COMO MDL
2.1. PRINCIPALES ACTORES
• Titular del Proyecto: elabora el proyecto MDL y lo presenta a la Junta Ejecutiva del
MDL para su registro.
• Autoridad Nacional Designada (AND o DNA): Dan la aprobación de país anfitrión y
dan fe de que el proyecto contribuye al desarrollo sostenible del país.
• Junta Ejecutiva del MDL (JE): Supervisa todo el MDL, es el ente el cual acepta una
actividad como proyecto MDL (Registro). Acredita a las DOEs.
• Entidad Operacional Designada (EDO o DOE): Entidad acreditada ante la JE del
2.2. CICLO DEL PROYECTO
Las fases de tramitación del proyecto MDL y los actores más importante vienen recogidas en la ilustración 1, y posteriormente explicadas.
ELABORACIÓN PDD
APROBACIÓN PAÍS ANFITRIÓN
VALIDACIÓN
REGISTRO
SEGUIMIENTO DEL PROYECTO
VERIFICACIÓN/ CERTIFICACIÓN
EMISIÓN DE CERs Titular del Proyecto
Autoridad Nacional
Entidad Operacional
Junta Ejecutiva
Titular del Proyecto
Entidad Operacional
Junta Ejecutiva
Ilustración 1: Esquema de las fases del proyecto
Fase Previa: Acreditación y designación.
La Junta Ejecutiva del MDL es la encargada de acreditar a las entidades operacionales, y recomendar a la Conferencia de las Partes en calidad de Reunión de las Partes su designación formal. También verificará, cada tres años, si la Entidad Operacional sigue cumpliendo con las normas de la acreditación y, sobre esta base, confirmará si se debe volver a acreditar a la entidad. Asimismo, la Junta Ejecutiva tiene entre sus responsabilidades el recomendar a la Conferencia de las Partes en calidad de Reunión de las Partes que suspenda o revoque la designación de una Entidad Operacional.
Elaboración del documento del proyecto (PDD).
Esta fase consiste en la elaboración del documento del proyecto por parte del promotor del proyecto y solicitar la aprobación del mismo por parte de las Autoridad Nacional Designada del país de origen. Para completar esta fase, el promotor debe buscar la aprobación por escrito del país receptor del proyecto.
En este Documento se describe en detalle el proyecto que se pretende desarrollar. El Documento de Proyecto debe elaborarse según el formato oficial publicado por la Junta Ejecutiva.
Validación del Proyecto.
La Entidad Operacional designada, antes de presentar el informe de validación a la Junta Ejecutiva, habrá recibido de los participantes en el proyecto, junto con el Documento del Proyecto, la aprobación por escrito de la participación voluntaria expedida por la Autoridad Nacional designada de cada Parte interesada, incluida la confirmación por la Parte de acogida de que la actividad de proyecto contribuye a su desarrollo sostenible.
Después de examinar la documentación, la Entidad Operacional pondrá a disposición pública el Documento del Proyecto y abrirá un plazo de 30 días para que las Partes, los interesados y las organizaciones no gubernamentales acreditadas ante la Conferencia de las Partes puedan realizar sus observaciones.
Una vez transcurrido el plazo para la recepción de las observaciones, la Entidad Operacional determinará si, sobre la base de la información proporcionada por el promotor y teniendo en cuenta las observaciones recibidas, la actividad del proyecto debe validarse.
Tras la etapa de información pública, la Entidad Operacional transmitirá a los participantes en el proyecto su decisión sobre la validación del mismo.
Si se determina que la actividad de proyecto propuesta es válida, la EOD presentará a la Junta Ejecutiva una solicitud de registro en forma de informe de validación, que deberá incluir el documento de proyecto, la aprobación por escrito de la Parte de acogida y una explicación de cómo se han tenido debidamente en cuenta las observaciones recibidas. Este informe de validación se pondrá a disposición del público en cuanto se haya remitido a la Junta Ejecutiva.
Registro.
El registro por la Junta Ejecutiva se considerará definitivo ocho semanas después de la fecha de recepción de la petición de registro, salvo que una Parte participante en el proyecto, o al menos tres miembros de la Junta Ejecutiva, pidan una revisión de la actividad de proyecto MDL propuesta.
Seguimiento.
Los participantes en el proyecto deben ejecutar el plan de seguimiento que se recoge en el Documento de Proyecto registrado.
La finalidad del plan de seguimiento es comunicar las reducciones por las fuentes de los gases de efecto invernadero resultantes del proyecto. El cálculo de las reducciones se realizará siguiendo la metodología registrada en el Documento del Proyecto.
Para finalizar con esta fase, el participante en el proyecto elaborará un informe de vigilancia, que remitirá, a efectos de verificación y certificación, a la Entidad Operacional correspondiente.
La ejecución por el participante de su plan de seguimiento y, en su caso, de las modificaciones del mismo, es un requisito imprescindible para continuar con los siguientes pasos en el ciclo del proyecto: la verificación, certificación y expedición de Reducciones Certificadas de Emisiones (RCEs o CERs).
Verificación y Certificación.
antropógenas por las fuentes de los gases efecto invernadero que se hayan producido como resultado del proyecto del MDL registrado.
Seguidamente se realiza la certificación, que es la confirmación por escrito, emitida por la Entidad Operacional, de que, durante un periodo determinado, un proyecto consiguió las reducciones de las emisiones antropógenas por las fuentes de gases de efecto invernadero que se han verificado.
Emisión de RCEs.
Continuando con el proceso descrito en la fase anterior, el informe de certificación de la Entidad Operacional constituirá una solicitud a la Junta Ejecutiva de expedición de RCEs, equivalentes a las reducciones de las emisiones antropógenas por las fuentes de gases de efecto invernadero que se hayan verificado.
La expedición de RCEs se considerará definitiva 15 días después de la fecha de recepción de la solicitud, mediante informe de certificación, a la Junta Ejecutiva por parte de la Entidad Operacional correspondiente.
El administrador del registro del MDL, una vez que reciba la instrucción de la Junta Ejecutiva de expedir los RCEs correspondientes, expedirá sin dilación la cantidad especificada de RCEs y la abonará en la cuenta de transición de la Junta Ejecutiva en el registro del MDL.
3. DINÁMICA DE ANÁLISIS DE LA VIABILIDAD DE LOS PROYECTOS
En este apartado se describirá como se ha realizado el análisis en cada uno de los proyectos a estudiar para llevar a cabo el objeto del estudio mencionado anteriormente.
Los proyectos a estudiar han sido los siguientes:
P01.- Generación de electricidad en una central a gas natural
P02.- Recuperación de gas de antorcha en una instalación de producción de crudo P03.- Proyecto cambio de combustible
P04.- Recuperacion de gas residual en una refineria
El análisis de cada uno de los proyectos se ha llevado a cabo en varias etapas, en las cuales se ha tenido el apoyo y la colaboración de los promotores del proyecto, a los que se les han ido realizando las consultas pertinentes relacionadas con las actividades del proyecto correspondiente.
A continuación se recoge en detalle cada una de las etapas llevadas a cabo para la elaboración del presente documento.
ETAPA 1: Reunión con los promotores del proyecto, para la elección de los proyectos y la
identificación de los pasos a seguir.
ETAPA 2: Realización de consultas a los promotores de los proyectos, para esclarecer
entre otras cosas, la actividad del proyecto y la ubicación del mismo, así como los aspectos relevantes en relación a la elección de la metodología. Además de las consultas por e-mail, se tuvieron reuniones presenciales semanalmente con los promotores en su oficina.
ETAPA 3: Análisis de los criterios para que un proyecto pueda ser validado y tramitado
ETAPA 4: Elección de la metodología y justificación de esta elección. Esta etapa es una
de las más importantes del estudio, debido a que éste, se realizará en función de la metodología a emplear.
La justificación de la elección de la metodología se basará en función de los criterios de aplicabilidad recogidos en ésta, los cuales se deben cumplir para demostrar que dicha metodología es aplicable a la actividad del proyecto.
ETAPA 5: Aplicación de la metodología. Cada una de las metodologías a aplicar sigue
una serie de pasos con el fin de demostrar tanto la adicionalidad, el ámbito del proyecto, el cálculo de reducción de emisiones, etc. los cuales de describen a continuación:
1. Identificación del escenario de la línea base, donde se define el escenario que representa razonablemente las emisiones de origen antropogénico de los GEI que tendrían lugar en caso de que el proyecto MDL no se ejecutara. Para ellos se estudiarán y compararán distintas alternativas.
2. Demostración de la adicionalidad,.Ésta se cumple cuando la reducción de las emisiones antropógenas de GEI por las fuentes, es superior a la que se produciría de no realizarse las actividades del proyecto registrado. La adicionalidad de un proyecto se demuestra en función de varios análisis que dependerán de la metodología a emplear, encontrándose con:
a. Ánalisis de rentabilidad, para demostrar que el proyecto en ausencia de los RCEs, es decir, sin ser considerado como MDL, es menos atractivo económicamente.
b. Ánalisis de barreras: se analiza si en el país huésped hay barreras tecnológicas, económicas o de otro tipo, que impiden la implementación del proyecto si éste no es MDL.
PASO 1: Identificación de las
alternativas a la actividad de proyecto de acuerdo con las leyes y regulaciones obligatorias.
PASO 2: ANÁLISIS DE LA INVERSIÓN.
¿El análisis de sensibilidad concluye que la actividad propuesta como MDL es económicamente atractiva?
PASO 3: ANÁLISIS DE BARRERAS.
(1) ¿Hay al menos una barrera que impida la puesta en marcha de la actividad de proyecto propuesta sin el MDL?
(2) ¿Existe al menos un escenario alternativo, distinto de la actividad de proyecto MDL, que no esté impedida por alguna de las barreras identificadas?
PASO 4: ANÁLISIS DE LA PRÁCTICA COMÚN
(1) ¿No se observan actividades similares?
(2) Si se observan actividades similares, ¿Existen diferencias esenciales entre la actividad de proyecto propuesta como MDL y las actividades similares que puedan ser explicadas razonablemente?
El proyecto es adicional
El proyecto no es adicional SI
SI
SI
NO
NO
NO
opcional
Ilustración 2: Esquema de demostración de la adicionalidad
3. Límite del proyecto, en este paso se incluyen las fuentes y los gases incluidos en el ámbito del proyecto, en función de los cuales se realizará el cálculo de emisiones.
4. Cálculo de las emisiones. En este paso se estudiará la reducción de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero producidas, para ello se estudiarán las emisiones originadas tanto en la línea base como en el proyecto a estudiar.
ETAPA 6: Elaboración del informe y de las conclusiones y recomendaciones sobre la
tramitación de los distintos proyectos a estudiar como Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL).
ANÁLISIS DEL PROYECTO DE GENERACIÓN DE
ELECTRICIDAD EN UNA CENTRAL A GAS
1. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
El proyecto a analizar se encuentra en fase de estudio, y se trata de la construcción de una central de ciclo combinado que utilizaría gas natural como fuente de energía primaria para generar electricidad, que despacharía a la red eléctrica de Zhejiang, que forma parte a su vez de la red eléctrica del Este de China.
La central se construiría en la ciudad de Wenzhou, provincia de Zhejiang, en la República Popular de China. Las coordenadas geográficas serían Longitud 121º06’34” Este y Latitud 27º49’53” Norte.
Ilustración 3: Localización del proyecto
Estaría compuesta de dos unidades de 300MW cada una, y se contempla la instalación de los siguientes equipos:
Turbinas de gas
Turbinas de vapor
Equipos de recuperación de calor
Sistema de motorización
Sistemas auxiliares
Ilustración 4: Planta de generación de electricidad de ciclo combinado [96, Helsinki Energy, 2001]
Ilustración 5: Esquema de planta de ciclo combinado con recuperador de calor (HRSG), [32,Rentz, et al., 1999]
Se estima que el consumo anual de gas natural de la planta será de aproximadamente 450 millones de Nm3. La central está diseñada para operar 3.500 horas al año, y se pretenden generar unos 2.000.000 MWh.
2. METODOLOGÍA APLICABLE
Para el cálculo de la reducción de emisiones y demostración de la adicionalidad se utilizará una metodología aprobada por la UNFCC. En este caso:
Baseline Methodology AM0029: “Baseline Methodology for Grid Connected Electricity Generation Plants using Natural Gas” (Version 03)1
Esta metodología se apoya en las siguientes herramientas:
Methodological Tool: “Tool to calculate the emission factor for an electricity system” (Version 02)
Methodological Tool: “Tool for demonstration and assessment of additionality” (Version 05.2)
CRITERIOS DE APLICABILIDAD
La metodología AM0029 es aplicable bajo las siguientes condiciones:
La actividad del proyecto es la construcción y operación de una nueva planta de generación de electricidad a gas natural conectada a una red eléctrica.
El proyecto es la construcción y operación de una nueva central de ciclo combinado para la generación de electricidad en la que se incluirían dos unidades de 300MW que utilizarán gas natural como combustible principal (los combustibles auxiliares y de puesta en marcha suponen tan sólo un 0,5% del consumo total en términos energéticos).2
Las fronteras físicas/geográficas del sistema eléctrico a las que pertenece la línea-base están claramente definidas y la información perteneciente a la red eléctrica y a la estimación de la línea-base está a disposición pública.
La planta a construir estará conectada a la red eléctrica del Este de China (East China Power Grid), y la información sobre esta red y sus factores de emisión está a disposición pública. 3
La disponibilidad de suministro de gas natural en la región está asegurada.
El suministro de gas natural proviene de la red de gas natural que cruza China de Oeste a Este, y que pasa por la provincia donde está localizado el proyecto. Esta red es operada por PetroChina, y proveé 12 billones de m3 de gas natural al año, que excede las necesidades de la planta.4
El proyecto cumple los tres requisitos de aplicabilidad exigidos, así pues se puede utilizar la metodología AM0029 para demostrar la adicionalidad y realizar el cálculo
de reducción de emisiones
1 http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/approved.html 2
El gas natural es la fuente primaria de combustible. Pequeñas cantidades de otro combustible auxiliar pueden ser utilizadas, siempre que no supongan más del 1% del total de combustible utilizado. (nota al pie de página en la metodología AM0029).
3 http://cdm.ccchina.gov.cn/WebSite/CDM/UpFile/File2334.pdf 4
3. ANÁLISIS DE LA VIABILIDAD COMO MDL
Este análisis se realiza para evaluar si el proyecto es adicional y si realmente se produciría una reducción de emisiones, utilizando la metodología arriba mencionada, junto con las herramientas metodológicas en las que se apoya.
3.1. IDENTIFICACIÓN DEL ESCENARIO DE LÍNEA BASE
Se entiende por línea base, aquel escenario virtual de emisiones que se producirían en ausencia del proyecto MDL, y es el escenario que se tomará como base para calcular las reducciones de emisiones.
Se han identificado las siguientes alternativas realistas al proyecto y que provean servicios comparables al de la actividad MDL. Se han comparado con las carácterísticas del proyecto y evaluado según los requisitos legales, para finalmente poder identificar cuál de ellas se considera línea base.
A) El proyecto no implementado como MDL
Actualmente la tecnología de ciclo combinado tiene madurez internacional, ya que su principal característica es producir electricidad con alta eficiencia y baja contaminación atmosférica. Pero debido a los altos costes de infraestructura e ingenieriles, junto con la incertidumbre del precio del gas y que la mayoría de la tecnología deberá ser importada de países desarrollados, la implantación de este proyecto sin MDL sería costosa, por lo que no es una alternativa plausible.
B) Otras plantas de generación de electricidad que utilicen gas natural, pero con distinta tecnología que la del proyecto MDL como:
1. Central de gas natural de ciclo simple con la misma capacidad de generación de electricidad que la del proyecto.
2. Varias centrales de gas natural de ciclo simple con una capacidad de generación de electricidad cada una menor que la del proyecto, pero una capacidad total igual a la del proyecto.
La tecnología de ciclo simple tiene menos capacidad de generación (100-300MW) que la de ciclo combinado (300MW o más), y además tiene la desventaja de que la eficiencia térmica es mucho menor, entre un 35-40% el ciclo simple, cuando el ciclo combinado consigue eficiencias de hasta el 58%. Por ello esta alternativa no tiene ninguna ventaja con respecto a la del proyecto, y no es una alternativa plausible.
C) Otras plantas de generación de electricidad que utilicen otros recursos energéticos que no sea gas natural.
1. Central térmica de carbón
A pesar de que las centrales de carbón tienen una eficiencia térmica mucho menor que las de gas natural de ciclo combinado, debido al bajo precio del carbón en China esta alternativa es más atractiva que la del proyecto y es plausible.
2. Central térmica de fuel
3. Uso de energías renovables como hidroeléctrica, solar, eólica, biomasa, etc.
Solamente la hidroeléctrica y la energía eólica serían escenarios alternativos, pues el resto de tecnologías no están desarrolladas como para dar el mismo servicio que el de la actividad del proyecto. Aun así la energía hidroeléctrica en China está muy extendida y los recursos hídricos son limitados para realizar una nueva instalación de este tipo. Por otra parte la energía eólica está en fase inicial en la provincia de Zhejiang, por lo que tampoco se considera una alternativa plausible.
D) Importación de electricidad de otras redes, incluyendo la posibilidad de establecer nuevas conexiones.
No existen conexiones con otras redes regionales y no es posible establecer conexiones estables debido a la orografía de los territorios intermedios, por lo que ésta no es una alternativa plausible.
La línea base es una central térmica convencional de carbón con la misma capacidad de generación de eléctricidad que la de la actividad del proyecto.
3.2. DEMOSTRACIÓN DE LA ADICIONALIDAD
Un proyecto es adicional si sus emisiones de GEI son menores a las que habrían ocurrido en ausencia de la implementación del proyecto (línea base); al mismo tiempo, un proyecto es adicional si se presentan barreras de tipo financiero, tecnológico y demás, que la implementación como MDL puede ayudar a superar.
La adicionalidad se demuestra mediante los siguientes análisis.
3.2.1.ANÁLISIS DE RENTABILIDAD: Análisis de inversión del punto de referencia
El análisis de rentabilidad se realiza para demostrar que la actividad del proyecto sin MDL no es atractiva desde el punto de vista financiero, aplicando los pasos Sub-paso 2b (Option III: Aplicación del análisis del punto de referencia), Sub-paso 2c (Calculo y comparación de los indicadores financieros), y 2d (Análisis de sensibilidad) de “Tool for demonstration and assessment of additionality”, tal como indica la metodología AM0029.
Análisis del punto de refencia
Se ha identificado la Tasa Interna de Retorno (TIR) como el indicador financiero/económico que más se adapta al proyecto y al contexto de la decisión a tomar, ya que es el indicador que el promotor del proyecto utiliza para aprobar los proyectos de la organización.
Cálculo y comparación de los indicadores financieros
El proyecto sin ser MDL es rentable, pues tiene un TIR del 6,5%, pero está muy por debajo de la tasa interna de corte que aplica la organización promotora del proyecto, 13,5%.
Considerando los ingresos de los CERs, el TIR sería del 16%.
Análisis de sensibilidad
reducción de los costes de operación) no supone un aumento del TIR por encima de la tasa de corte interno de la organización.
Luego el proyecto implementado como no MDL no es económicamente atractivo para la organización promotora.
3.2.2.ANÁLISIS DE LA PRÁCTICA COMÚN
El análisis de la práctica común se realizará según el Paso 4 de “Tool for demonstration and assessment of additionality”, pues así lo indica la metodología AM0029. 5
Análisis de otras actividades similares a la actividad del proyecto propuesto
Actualmente, las actividades existentes que se pueden asemejar a la del proyecto supuesto son las siguientes:
-Planta de generación de electricidad mediante turbina de gas de Huaneng Shanghai, localizada en la ciudad de Shanghai, con una capacidad total instalada de 1.200MW, que entró en funcionamiento en julio de 2006.
-Planta de generación de electricidad mediante quema de gas natural licuado de Qianwan, localizada en la provincia de Guangdong, con una capacidad total instalada de 1.170MW, que entró en funcionamiento en enero de 2007.
Discusión de las opciones similares
La existencia de estas dos actividades no afectará a la adicionalidad del proyecto, debido a que:
La planta de Huaneng en Shangai forma parte de la estrategia nacional proyectada de “transferencia de gas del oeste al este”. Sin embargo, la actividad del proyecto propuesto parte de iniciativa privada.
La planta de Qianwan está localizada en la provincia de Guangdong, por lo que provee la electricidad que genera a la red eléctrica del sur de China, y esta red no está conectada con la red del este.
Por lo que hay diferencias fundamentales entre las dos actividades existentes y la actividad del proyecto.
Así mismo tres cuartas partes de la energía eléctrica generada en China utiliza el carbón como materia prima, por lo que se considera que en China este escenario es la práctica común.
La práctica común en China es la generación de electricidad mediante centrales térmicas convencionales de carbón
5
3.2.3.IMPACTO DEL REGISTRO DEL PROYECTO COMO MDL
El impacto del registro del proyecto como MDL se realiza aplicando el Paso 5 de la herramienta “Tool for demonstration assesment and of additionality”.
En estos momentos el proyecto se encuentra en fase de estudio para su construcción por parte de los promotores. Teniendo en cuenta, que el proyecto a pesar de ser rentable no es atractivo económicamente para la organización promotora, en ausencia de los ingresos que proporcionarían los CERs no se llevaría a cabo la construcción del mismo.
Esto tendría como consecuencia que la electricidad que se generaría en la planta proyecto sería generada por una planta térmica convencional de carbón (que es el escenario de la línea base), por lo que no se realizarían reducciones de emisiones de GEI.
En el caso de que el proyecto fuera registrado como MDL, los beneficios que proporcionarían los CERs, harían que el proyecto sí fuera atractivo económicamente para el promotor, y se llevara a cabo su construcción, consiguiéndose así las reducciones de emisiones de GEI calculadas en la sección 4.3.
Sin el registro MDL el proyecto no sería llevado a cabo
3.3. CÁLCULO DE REDUCCIÓN DE EMISIONES
El cálculo de la reducción de emisiones se realiza siguiendo las pautas reflejadas en la metodología AM0029 “Baseline Methodology for Grid Connected Electricity Generation Plants using Natural Gas” (Version 03) y la herramienta metodológica a la que hace referencia, “Tool to calculate the emission factor for an electricity system” (Version 02).
Frontera del proyecto
La extensión espacial del ámbito del proyecto incluye el sitio del proyecto y todas las plantas de generación de electricidad conectadas físicamente a la red eléctrica de la línea base.
Los cálculos de las emisiones del proyecto sólo se realizarán para el CO2 procedente de la combustión del gas natural, y las de la línea base también se realizarán para el CO2 procedente de la combustión de carbón. Por ser en ambas la mayor fuente de emisiones de gases de efecto invernadero.
Los gases de efecto invernadero incluidos y excluidos de la frontera del proyecto están reflejados en la Tabla 1:
Fuente Gas Incluido? Justificación/Explicación
CO2 Sí Principal fuente emisora
CH4 No Excluido para simplificar. Es conservativo
Línea base Generación de electricidad en la
líena base N2O No Excluido para simplificar. Es conservativo
CO2 Sí Principal fuente emisora
CH4 No Excluido para simplificar.
Actividad del proyecto
Quema de
combustible on-site debido a la
actividad del proyecto
N2O No Excluido para simplificar.
Emisiones del proyecto
La actividad del proyecto es la quema de gas natural para generar electricidad, y las emisiones de CO2 (PEy) se calculan de la siguiente manera:
∑
=f
y f y
f
y FC COEF
PE , * , Ecuación 1, AM0029 Donde:
FCf,y Es el volumen de gas natural u otro combustible “f” utilizados en la planta del proyecto, u otro combustible de inicio (m3 o similar) en el año y.
COEFf,y Es el coeficiente de emisión (tCO2/m 3
o similar) en el año(s) para cada combustible, obtenido como:
∑
=
y CO f y fy
f
NCV
EF
OXID
COEF
,*
2, ,*
Ecuación 1a, AM0029Donde:
NCVy Es el poder calorífico neto (contenido de energía) por unidad de volumen del gas natural en el año y (GJ/m3) determinado por el proveedor, siempre que sea posible, sino de datos nacionales o locales, o valores por defecto de IPCC EFCO2,f,y Es el factor de emisión de CO2 por unidad de energía del gas natural en el año y
(tCO2/GJ) determinado por el proveedor, siempre que sea posible, sino de datos nacionales o locales o valores por defecto de IPCC
OXIDf Es el factor de oxidación del gas natural
EMISIONES DEL PROYECTO
FCf,y 450.000.000 m
3
COEFf,y 0,001616
NCVy 0,0288 GJ/m
3 (valor por defecto IPCC 48 TJ/Gg) (densidad gas natural 0,6 kg/m3)
EFCO2,f,y 0,0561 tCO2/GJ (valor por defecto IPCC 56.100kg CO2/TJ)
OXIDf 1
PEy 727.056 tCO2
Emisiones de la línea base
Las emisiones de la línea base (BEy) se calculan multiplicando la cantidad de energía generada en la planta del proyecto (EGPJ,y) por el factor de emisión de CO2 de la línea base (EFBL,CO2,y), de la siguiente manera:
y CO BL y PJ
y EG EF
El factor de emisión del CO2 debe de ser el menor de los tres opciones siguientes:
1) El “build margin” (BM) calculado de acuerdo a la herramienta “Tool to calculate emission factor for an electricity system” (EFBM).
6
2) El “combined margin” (CM), calculado de acuerdo a la herramienta “Tool to calculate emission factor for an electricity system”, usando una ponderación 50/50 para Operating Margin y Build Margin (EFCM).
7
3) El factor de emisión de la tecnología (y combustible) identificada como el escenario de línea base anteriormente, y calculado de la siguiente manera
MWh
GJ
COEF
MWh
tCO
EF
BL BL CO
BL, 2
(
2/
)
=
η
*
3
,
6
/
Ecuación 3, AM0029 Donde:COEFBL Es el coeficiente de emisión del combustible (tCO2/GJ), basado en datos nacionales, si están disponibles, sino se pueden utilizar los datos por defecto de la IPCC
ηBL Es la eficiencia energética de la tecnología, estimada según el análisis del escenario de la línea base
EMISIONES DE LA LINEA BASE
EGPJ,y 2.000.000 MWh
EFBL,CO2,y
Operating margin 0,8825 tCO2/MWh (Proporcionado por la AND de China)
Build margin 0,6826 tCO2/MWh (Proporcionado por la AND de China)
Combined margin 0,7826 tCO2/MWh (Ponderado 50/50 OM/BM)
Tecnología 0,8732 tCO2/MWh
COEFBL 0,0946 tCO2/GJ
ηBL 39%
(Eficiencia energética de la tecnología de central térmica convencional subcrítica, tabla del anexo 1 de la herramienta)
BEy 1.365.200 tCO2
Fugas
Las fugas pueden ser debidas a la extracción del combustible, su procesamiento, licuefacción, transporte, regasificación y distribución fuera de la frontera del proyecto. Estas fugas incluyen, mayoritariamente el CH4 fugitivo y de CO2 asociado a la quema y venteo del combustible.
y CO LNG y
CH
y LE LE
LE = 4, + , 2, Ecuación 4, AM0029
6 Ver Anexo I: Cálculo del factor de emisión de un sistema eléctrico 7
Donde:
LEy Emisiones por fugas durante el año y en tCO2e
LECH4,y Emisiones por fugas aguasarriba debidas a CH4 fugitivo en el año y en tCO2e LELNG,CO2,y Emisiones por fugas debidas a la combustión/consumo de electricidad de
combustibles fósibles y asociadas a la licuefacción, transporte, regasificación y comprensión del gas natural licuado (LNG) en un sistema de transmisión o distribución de gas natural durante el año y en tCO2
En la actividad del proyecto no se utiliza LNG, por lo que el término LELNG,CO2,y es igual a cero, y las emisiones de las fugas son tan sólo debidas al CH4 fugitivo. Y se calcula de la siguiente forma:
[
, , 4 , , , 4]
4,
4y y* y* NGupstreamCH PJ y* BLupstreamCH * CH
CH FC NCV EF EG EF GWP
LE = −
Ecuación 5, AM0029
Donde:
FCy Cantidad de gas natural quemado en la planta durante el año y en m3
NCVNG,y Poder calorífico medio del gas natural quemado en la planta durante el año y en GJ/m3
EFNG,upstream,CH4 Factor de emisión para el metano fugitivo aguasarriba del gas natural desde producción, transporte, distribución, y, en el caso del LNG, licuefacción, transporte, regsificación y compresión en un sistema de transmisisón o distribución, en t CH4/GJ de combustible suministrado a los consumidores finales.
EGPJ,y Electricidad generada en la planta proyecto durante el año y en MWh
EFBL,upstream,CH4 Factor de emisión del metano fugitivo aguasarriba que tendría lugar en ausencia del proyecto en t CH4/MWh de electricidad generada en la planta, definada según se indica más abajo
GWPCH4 Potencial de calentamiento global del metano valido durante el periodo de compromiso
El factor de emisión del metano fugitivo aguasarriba que tendría lugar en ausencia del proyecto (EFBL,upstream,CH4) debe ser calculado en consistencia con el factor de emisión de la línea base (EFBL,CO2,y), así pues la metodología propone 3 posibilidades de cálculo:
Option 1: Build margin
∑
∑
=
j j CH upstream k j k j CH upstream BLEG
EF
FF
EF
4 , , , 4 , ,*
Option 2: Combined margin
Option 3: Tecnología de la línea base
MWh GJ EF
EF
BL CH upstream k CH
upstream
BL *3,6 /
4 , , 4 ,
, = η
Donde:
j Plantas incluidas en el build margin
FFj,k Cantidad de combustible tipo k (carbón u otro tipo) quemados en las plantas j incluidas en el build margin
EFk,upstream,CH4 Es el factor de emisión para metano fugitivo aguasarriba desde la producción del tipo de combustible k (carbón o fuel) en t CH4/MJ de combustible producido
EGj Electricidad generada en la planta j incluida en el build margin en MWh/a
i Plantas incluidas en el operating margin
FFi,k Cantidad de combustible tipo k (carbón u otro tipo) quemados en las plantas i incluidas en el build margin
EGi Electricidad generada en la planta i incluida en el build margin en MWh/a
ηBL Es la eficiencia energética de la tecnología, estimada según el análisis del escenario de la línea base
En este caso el factor de emisión del metano fugitivo (EFBL,upstream,CH4) debería calcularse según la opción 1 Build Margin. Pero los datos necesarios para este cálculo no están disponibles, asi que se ha optado por escoger la opción 3, que es el cálculo más sencillo y del que se disponen datos.
FUGAS
LELNG,CO2,y 0 tCO2
FCy 450.000.000 m3
NCVNG,y 2,88E-02 GJ/m3 (Valor por defecto IPCC, 48 TJ/Gg) (densidad gas natural 0,6 kg/m3)
EFNG,upstream,CH4 2,96E-04 t CH4/GJ
EGPJ,y 2.000.000 MWh
GWPCH4 21 tCO2e
EFk,upstream,CH4 0,8
t CH4/kt
coal (Valor por defecto, tabla 2 de la metodología AM0029)
2,857E-08 t CH4/MJ
NCVcoal 28 TJ/Gg coal
ηBL 39%
EFBL,upstream,CH4 2,637E-07 t CH4/MWh
Reducción de emisiones
Para calcular la reducción de emisiones (ERy) que se conseguirían con este proyecto se debe aplicar la siguiente ecuación:
y y y
y BE PE LE
ER = − − Ecuación 6, AM0029
REDUCCIÓN DE EMISIONES
BEy 1.365.200 tCO2e
PEy 727.056 tCO2e
LEy 80.548 tCO2e
ERy 557.596 tCO2e/año
Durante los diez años de acreditación del proyecto como MDL se estima que se conseguiría una reducción total de emisiones de 5.557.596 tCO2 equivalentes
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
El proyecto de generación de electricidad en una central de ciclo combinado a gas natural cumple con los siguientes requisitos como proyecto MDL:
El promotor del proyecto es una organización Española, por lo que pertenece al anexo I de la UNFCCC, y el proyecto se realizará en un país que es Parte del Protocolo de Kioto y que no pertenece al anexo I como es China.
China ratificó el Protocolo de Kyoto en 2002, sin embargo, como país en vías de desarrollo, no está incluido en el anexo I del Protocolo y por lo tanto, no está obligado a reducir las emisiones de dióxido de carbono (CO2). Los países de la Unión Europea, incluida España, firmaron de forma conjunta el Protocolo de Kyoto en 1998 y al igual que China, lo ratificaron en el año 2002.
Los participantes del proyecto lo hacen de forma voluntaria
Las Partes implicadas tienen designada su Autoridad Nacional
La reducción de GEI que son objetivo del proyecto son los citados en el anexo A del Protocolo de Kyoto (CO2).
El proyecto es considerado adicional pues sus emisiones de GEI son menores a las que habría en ausencia del proyecto (línea base); al mismo tiempo que el proyecto sin ser MDL no es económicamente atractivo para la organización promotora, y estae no se realizaría sin el incentivo económico que supone el MDL.
El proyecto supone beneficios reales de reducción de emisiones a largo plazo, ya que el período de acreditación será de 10 años.
utiliza en estos momentos en China, y contribuye además al desarrollo económico y social creando puestos de trabajo cualificados.
Para el análisis del proyecto como MDL se han utilizado metodologías aprobadas por la UNFCCC.
Se ha llegado a la conclusión de que el proyecto cumple con los requisitos de Naciones Unidas (UN) para poder ser considerado como MDL (adicionalidad y reducción de emisiones). Por lo que se recomienda que se proceda a la tramitación
ANÁLISIS DEL PROYECTO DE RECUPERACIÓN
DE GAS DE ANTORCHA EN UNA INSTALACIÓN
1. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
El proyecto se localiza en Libia. Las coordenadas geográficas son: Longitud 29º 34’ 35” Norte, Latitud 19º 37’ 24” Este.
Campo Petrolífero
Ilustración 6: Localización del proyecto
El proyecto consiste en un campo petrolífero dividido en tres bloques de exploración y producción que engloban varios pozos en los que se lleva a cabo la extracción de crudo. En un pozo de petróleo puede existir gas asociado disuelto en el crudo o formando una capa gaseosa independiente por encima del mismo. El gas asociado posee alto contenido energético gracias a su composición rica en metano y otros hidrocarburos como propano y butano. Este gas, una vez separado del crudo en las Plantas de Separación Gas-Crudo, es quemado en antorcha, proceso habitualmente llevado a cabo en este tipo de instalaciones.
Está en plena fase de estudio del proyecto que consistiría en la construcción de la infraestructura necesaria en cada uno de los tres bloques del campo para la recuperación del gas quemado en antorcha, su procesamiento y envío a través de una tubería a varios usuarios finales. Seria necesario instalar un sistema de recogida del gas, compresores, separadores, plantas de procesamiento y tuberías.
Ilustración 7: Esquema del proyecto
2. METODOLOGÍA APLICABLE
Se utilizará la siguiente metodología, aprobada por UNFCCC, para el cálculo de la reducción de emisiones y para la demostración de la adicionalidad.
Baseline Methodology AM0009: “Recovery and utilization of gas from oil wells that would otherwise be flared or vented” (Version 04)
La citada metodología remite a las herramientas que se indican a continuación.
Methodological Tool: “Tool to calculate project or leakage CO2 emissions from fossil fuel
combustion” (Version 02)
Methodological Tool: “Tool to calculate baseline, proyect, and/or leakage emissions from electricity comsumption” (Version 01)
Methodological Tool: “Tool for demonstration and assessment of additionality” (Version 05.2)
CRITERIOS DE APLICABILIDAD
Como se muestra a continuación la actividad de proyecto propuesta cumple todas las condiciones bajo las que la metodología es aplicable:
• La actividad de proyecto propuesta engloba la recuperación, procesamiento y utilización del gas del campo petrolífero. El gas únicamente está compuesto por gas asociado. Este gas actualmente se quema y en ausencia del proyecto se continuaría quemando.
compresión y el 2,5% del gas recuperado se utilizará para la generación de electricidad.
• No se produce la inyección de ningún gas en el reservorio.
• La actividad del proyecto no conduce a ningún cambio en la cantidad y calidad del crudo extraído.
• Los pozos involucrados en la actividad de proyecto están actualmente en operación y producen crudo, y continuarán estando en operación y produciendo crudo en el momento de la recuperación del gas.
• El escenario de la línea base comprende la operación de la infraestructura existente sin el procesamiento del gas del pozo petrolífero y la continuación de la práctica actual de la quema de este gas. Por otro lado, no se produce la utilización de sistema de gas-lift.
El proyecto cumple con los requisitos de aplicabilidad exigidos, así pues se puede emplear la metodología AM0009 para demostrar la adicionalidad y realizar el cálculo de reducción de
emisiones
3. ANÁLISIS DE LA VIABILIDAD COMO MDL
La evaluación de la adicionalidad del proyecto y la determinación de la reducción de emisiones se detalla a continuación. Para ello, se hará uso de la metodología aplicable (AM0009), así como de las herramientas a las que la metodología hace referencia.
3.1. IDENTIFICACIÓN DEL ESCENARIO DE LÍNEA BASE
El escenario de la línea base se identifica usando el procedimiento propuesto en la metodología AM0009.
La línea base se identifica determinando el procedimiento más probable, teniendo en cuenta la competitividad económica.
A. Escenarios alternativos de la línea base para el gas asociado de los pozos petrolíferos del proyecto.
Opción G1: Liberación del gas asociado a la atmósfera (venting).
La práctica del venting está prohibida en Libia.
Opción G3: Uso on-site del gas asociado para la generación de energía.
Opción G4: Uso on-site del gas asociado para la producción de Gas Natural Licuado (LNG).
La instalación actual no produce ni consume LNG. En la zona, además no existe una instalación que posibilite la producción de gas natural licuado. Por otro lado, los gastos de transporte son muy elevados.
Opción G5: Inyección del gas asociado en el reservorio.
La inyección de gas asociado en el reservorio no es posible.
Opción G6: Recuperación, transporte y procesamiento del gas asociado y distribución de los productos a los usuarios finales sin registrarlo como actividad de proyecto MDL.
Esta Opción supone una inversión en instalaciones como tuberías de gas, compresores, sistemas de recogida de gas, separadores y una planta de procesamiento ya que no existe en la zona ninguna instalación de este tipo.
Debido a la gran inversión que supone la Opcion G6 no es lo suficientemente atractiva, incluso con los ingresos debidos a la venta del gas natural y GLP.
Opción G7: Recuperación, transporte y compresión del gas asociado a una tubería de gas sin procesamiento previo, sin registrarlo como actividad de proyecto MDL.
Para alcanzar las condiciones finales requeridas para la venta del gas, es necesario que el gas recuperado sea tratado.
Opción G8: Consumo on-site del gas asociado para alcanzar las demandas energéticas, sin registrarlo como actividad de proyecto MDL.
No es posible la utilización del gas residual para satisfacer las demandas energéticas de la instalación, debido a la gran variabilidad en su producción y composición.
Opción G9: Recuperación, transporte y utilización del gas asociado como materia prima para la producción de un producto útil.
No existe ninguna instalación localizada cerca del lugar donde se emplaza el proyecto que pueda utilizar el gas recuperado como materia prima.
Opción G2: Quema del gas asociado en el lugar de producción de crudo.
De acuerdo con la explicación anterior, G2 es la única alternativa que está de acuerdo con las leyes y regulaciones, es viable en términos técnicos y no requiere inversión en una nueva infraestructura.
B. Escenarios alternativos de la línea base para la infraestructura de crudo y gas.
Opción P1: Construcción de una planta de procesamiento con el objetivo de procesar el gas recuperado, de la misma manera que en la actividad de proyecto, sin registrarlo como proyecto MDL.
Como se ha indicado en la Opción G6, la construcción de la planta de procesamiento supone una inversión elevada para la organización que no es lo suficientemente atractiva.
Opción P2: Construcción de una planta de procesamiento de menor capacidad que el de la actividad de proyecto, que procese únicamente gas no asociado y gas no recuperado.
No existen fuentes de gas no asociado que pueda usarse para suministrarlo a una planta de procesamiento.
Opción P3: Suministro del gas recuperado a una planta de procesamiento y construir la infraestructura necesaria, sin registrarlo como actividad de proyecto MDL.
No existen plantas de tratamiento en la zona. Por otro lado, no es posible el envío del gas a una planta sin un tratamiento previo.
Opción P5: Suministro del gas recuperado a una tubería de gas sin procesamiento previo y sin registrarlo como actividad de proyecto MDL.
Como se ha mencionado anteriormente en la Opción G7, el gas recuperado debe ser tratado para alcanzar las condiciones finales para ser vendido.
Opción P4: Continuar con la operación de la infraestructura existente de gas y crudo sin procesar ningun gas recuperado y sin otros cambios significativos.
Siguendo las explicaciones anteriores, la Opción P4 es la única alternativa que está de acuerdo con las regulaciones y leyes, que es viable en términos técnicos y que no requiere la inversión en nuevas infraestructuras.
Resumiendo, la Opción P1 supone una gran inversión de capital, y las Opciones P2, P3 y P5 no representan alternativas aplicables. Por ello, la Opción P4, la práctica actual, se considera el escenario alternativo más razonable en ausencia de la actividad de proyecto, y es por lo tanto el escenario de la línea base.
C. Escenarios alternativos de la línea base para el uso del gas asociado.
Opción O1: Uso para el sistema de gas-lift, gas procedente de la misma fuente que en la actividad de proyecto, y en la misma cantidad que bajo la actividad de proyecto.
No se hace gas-lift.
Opción O2: Uso para el sistema de gas-lift, gas procedente de una fuente diferente de la de la actividad de proyecto, pero usando la misma cantidad de gas de gas-lift como en la actividad de proyecto.
Opción O3: Uso para el sistema de gas-lift, gas procedente de la misma fuente que en la actividad de proyecto, pero usando una cantidad diferente de gas de gas-lift como en la actividad de proyecto.
No se hace gas-lift.
Opción O4: Uso para el sistema de gas-lift, gas procedente de una fuente diferente de la de la actividad de proyecto, usando una cantidad diferente cantidad de gas de gas-lift que bajo la actividad de proyecto.
No se hace gas-lift.
Opción O5. No utilizar sistema de gas-lift.
De acuerdo con la explicación anterior, la Opción O5 es la única alternativa que está de acuerdo con las regulaciones y leyes, y que es viable en términos técnicos.
Resumiendo, las Opciones O1, O2, O3 y O4 no representan alternativas aplicables. De este modo, la Opción O5, la práctica actual, se considera el escenario alternativo más razonable en ausencia de la actividad de proyecto, y es por lo tanto el escenario de la línea base.
Por último, el escenario de la línea base engloba una combinación de:
• Opción G2 para el gas asociado procedente del pozo petrolífero del proyecto: Quema del gas asociado en el lugar de producción de crudo;
• Opción P4 para la infraestructura de gas y crudo: Continuar con la operación de la infraestructura existente de gas y crudo sin procesar ningún gas recuperado y sin otros cambios significativos; y
• Opción O1 para el uso del gas lift: No utilizar sistema de gas-lift.
La línea base engloba una combinación de las OPCIONES G2, P4 y O1
3.2. DEMOSTRACIÓN DE LA ADICIONALIDAD
3.2.1.ANÁLISIS DE RENTABILIDAD: Análisis de inversión del punto de referencia
Como se ha explicado anteriormente, el escenario de la línea base comprende la combinación de las Opciones G2, P4 y O5. Esta combinación representa la situación actual de la instalación.
Por otro lado, la actividad propuesta comprende la combinación de las Opciones G6 y P1. Esta actividad no puede ser llevada a cabo bajo el régimen presupuestario de la organización, como se menciona en el apartado anterior que será demostrado en el análisis económico que se detalla a continuación.
Cálculo y comparación de los indicadores financieros
Análisis de sensibilidad
Se ha realizado un análisis de sensibilidad y cualquier modificación en los parámetros seleccionados (aumento del precio de la electricidad, reducción de los costes del presupuesto y reducción de los costes de operación) no supone un aumento de la TIR por encima de la tasa de corte interna
El proyecto implementado como no MDL no es económicamente atractivo para la organización promotora.
3.2.2.ANÁLISIS DE LA PRÁCTICA COMÚN
El análisis de la práctica común se realizará según el Step 4 de “Tool for demonstration and assessment of additionality”, pues así lo indica la metodología AM009.
La fuente estadística de la quema de gas más exhaustiva y autorizada es Cedigaz, que basa sus estimaciones en las cifras aportadas por los gobiernos. De acuerdo con el informe Cedigaz del 2000, la quema de gas supone el 3% de toda la producción de gas natural (asociado y no asociado), sobre una cantidad de 100 billones m3.
Basado en los datos Cedigaz, la tabla a continuación presenta nuestra estimación de la quema de gas, desglosado por regiones. La tabla muestra la contribución de África a elevada cantidad de quema de gas por continente y junto con los países de la antigua unión soviética, contribuyen en más de un 50% del total.
Tabla 2: Estimación de cantidad de gas flaring por regiones (Fuente, Cedigaz, OPEC, Banco Mundial)
Por otro lado, los países que mas quema de gas realizan son: Nigeria, Rusia, Irán, Iraq, Angola, Qatar, Argelia, Venezuela, Guinea Ecuatorial, Indonesia, Azerbaiyán, Kazajistán, Libia, Brasil, México, Estados Unidos, Canadá y Reino Unido.
________________________________________________________________________ En concreto en Libia, Wintershall es una de las pocas compañías en Libia que ha parado la quema de gas asociado de la producción de crudo. El gas se procesa totalmente, lo que contribuye significativamente a la reducción de emisiones de CO2. Wintershall ha fijado como objetivo dejar de quemar el gas asociado en todas sus plantas de producción de crudo para 2012.
La práctica común en Libia es la quema del gas asociado
3.3. CÁLCULO DE REDUCCIÓN DE EMISIONES
Límites del proyecto
Los límites del proyecto abarcan:
• El proyecto del reservorio de crudo y el pozo petrolífero donde se recoge el gas asociado o el gas de gas-lift.
• El lugar donde se ventea o quema el gas asociado o el gas de gas-lift en ausencia de la actividad de proyecto.
• La recuperación del gas, pretratamiento, infraestructura para el transporte, incluyendo los compresores.
• La fuente de gas de gas-lift.
Los gases de efecto invernadero incluidos y excluidos de los límites del proyecto se muestran a continuación:
Fuente Gas Incluido? Justificación/Explicación
CO2 Sí Principal fuente emisora en la línea base.
CH4 No Fuente menor. Omitido. Es conservativo.
Línea base Quema de
combustibles fósiles procedentes de gas no-asociado u otras fuentes fósiles, por los consumidores finales
N2O No Fuente menor. Omitido. Es conservativo.
CO2 Sí Principal fuente emisora en el proyecto.
CH4 No Se considera insignificante.
Actividad del proyecto
Uso de energía para la recuperación, pretratamiento, transporte, y si aplica, compresión del gas recuperado.
N2O No Se considera insignificante.
Tabla 3: Gases de efecto invernadero incluidos en el proyecto
Emisiones de la línea base
Las emisiones de la línea base (BEy) se calculan multiplicando el volumen de gas recuperado (V F,y) por el poder calorífico del gas recuperado (NCV RG,F,y), por el factor de emisión del metano (EFCO2, Methane), de la siguiente manera:
BE y=V F,y*NCV RG,F,y*EFCO2, Methane Ecuación 1, AM0009
Donde:
BE y = Emisiones de la linea base durante el periodo y, (tCO2e)
V F,y: = Volumen total de gas recuperado (Nm
3 )
NCV RG,F,y = Poder calorifico neto del gas recuperado (TJ/Nm 3
EMISIONES DE LA LÍNEA BASE
V F,y 4,9 MMSCFD Valor aportado por el operador
NCV RG,F,y 50 GJ/t Valor aportado por el operador
EFCO2, Methane 44,55 tCO2/TJ
Valor aportado por Energy Information Administration.
(http://www.eia.doe.gov/oiaf/1605/coefficients.html)
BE y 84.608 tCO2/y
Emisiones del proyecto
Las fuentes de emisión del proyecto son las siguientes:
• Emisiones de CO2 debidas al consumo de combustibles fósiles en la recuperación, pretratamiento, transporte y, si aplica, la compresión del gas recuperado.
• Emisiones de CO2 debidas al uso de electricidad en la recuperación, pretratamiento, transporte y, si aplica, la compresión del gas recuperado.
Las emisiones del proyecto se calculan:
PEy= PECO2, FOSSILFUELS, Y + PE CO2, ELEC, Y Ecuación 2, AM0009
Donde:
PEy = Emisiones del proyecto en el periodo y, (tCO2e)
PECO2, FOSSILFUELS, Y = Emisiones de CO2 debidas al consumo de combustibles fósiles en la recuperación, pretratamiento, transporte y, si aplica, la compresión del gas recuperado durante el periodo y, (tCO2e)
PE CO2, ELEC, Y = Emisiones de CO2 debidas al consumo de electricidad en la recuperación, pretratamiento, transporte y, si aplica, la compresión del gas recuperado durante el periodo y, (tCO2e)
Emisiones del proyecto debidas al uso de combustibles fósiles
Las emisiones debidas al uso de combustibles fósiles se calculan como se indica a continuación, usando la Methodological Tool: “Tool to calculate project or leakage CO2
emissions from fossil fuel combustion” (Version 02)
PEFC,j,y= Σ FCi,j,y x COEFi,y Ecuación 1, Herramienta
Donde:
PEFC,j,y = Emisiones de CO2 procedentes de la combustión de combustibles fósiles en el proceso j durante el año y (tCO2/year)
FCi,j,y = Cantidad del combustible i quemado en el proceso j durante el año y (unidades de masa o volumen/year)