MASTER PROFESIONAL EN INGENIERÍA Y GESTIÓN
MEDIOAMBIENTAL 2009-2010
PROYECTO DE RECUPERACIÓN DE GAS DE
ANTORCHA EN UNA INSTALACIÓN DE
PRODUCCIÓN DE CRUDO
Irene Navarro Serrano
- Metodología
- Criterios de Aplicabilidad
- Identificación del escenario de la Línea Base y Demostración de la Adicionalidad
- Cálculo de reducción de emisiones
- Plan de monitorización
INFORME DE ANÁLISIS DEL PROYECTO DE
RECUPERACIÓN DE GAS DE ANTORCHA EN UNA
INSTALACIÓN DE PRODUCCIÓN DE CRUDO
Introducción
El campo petrolífero X situado en Libia está dividido en 3 bloques de exploración y producción que engloban varios pozos en los 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 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.
Actividad de proyecto propuesta como MDL
El proyecto consistiría en la construcción de la infraestructura necesaria en cada uno de los 3 bloques del campo X, para la recuperación del gas quemado en antorcha, su procesamiento y envío a través de una tubería a varios usuarios finales. Sería necesario instalar un sistema de recogida del gas, compresores, separadores, plantas de procesamiento y tuberías.
El gas recuperado se utilizaría para la generación de gas natural y gases licuados del petróleo (GLP), combustibles que servirán para sustituir a los combustibles fósiles equivalentes consumidos de forma habitual por los usuarios cercanos a la instalación.
Metodología aplicable
Metodología 1. Título y referencia de la línea base aprobada y la metodología de referencia aplicable a la actividad del proyecto.
La actividad del proyecto ha sido desarrollada teniendo como referencia la metodología aprobada AM0009 versión 04: “Recuperación y utilización de gas de pozos de petróleo que si no podría ser quemado o venteado”. Además de las siguientes herramientas mencionadas en la metodología AM0009:
• “Herramienta para calcular las emisiones de la línea base, del proyecto y/o fugas, procedentes del consumo eléctrico” versión 1.
Criterios de aplicabilidad
2. Justificación de la metodología utilizada y porqué se aplica la actividad del proyecto.
La metodología seleccionada para el MDL, es aplicable a actividades de proyecto que utilizan gas procedente de pozos de petróleo (asociados a gas y/o gas de elevación), que anteriormente era quemado o venteado. Además, el proyecto de MDL, tiene las siguientes condiciones de aplicabilidad específicas de la metodología:
· En la actividad de proyecto el gas recuperado es:
Caso1: Consumido en el lugar para satisfacer la demanda de energía, y / o Caso 2: Transportado y comprimido en un gasoducto sin procesamiento previo, y / o
Caso 3: Transportado a una planta de procesamiento donde se transforma en productos de hidrocarburos (gas seco, gas licuado y condensado) que son transportados y vendidos al consumidor final.
· La actividad del proyecto, no conduce a cambios en el proceso de producción de petróleo, tales como un aumento en la cantidad o la calidad del petróleo extraído en los pozos de petróleo dentro de los límites del proyecto;
· La inyección de los gases en el pozo de petróleo y su sistema de producción, se permite en la actividad de proyecto, sólo para los fines del proceso de elevación de gas.
· Todo el gas recuperado proviene de pozos de petróleo, que se encuentran en operación, y son productores de petróleo en el momento de la recuperación del gas asociado y / o gas de elevación.
En el escenario de referencia, línea base del proyecto, se identifica con el supuesto:
· La continuación de la práctica actual de cualquiera de ventilación (escenario G1) o la quema (G2 escenario) del gas asociado y / o gas de gas de elevación,
- La continuación de la actividad petrolífera y con la infraestructura de gas, sin procesar el gas recuperado y sin otros cambios significativos (escenario P4), - En el caso de que se utilice gas de elevación en la actividad de proyecto: El gas de la misma fuente que en la actividad de proyecto, y en las mismas cantidades que en la actividad del proyecto (escenario O1).
La actividad de proyecto MDL consiste en la recuperación y venta del gas asociado procedente de los tres bloques, que de otra forma seria quemado. El gas recuperado se comercializaría como GNL y GLP.
La actividad del proyecto cumple con las condiciones de aplicabilidad:
- Primera condición: La actividad del proyecto consiste en la recuperación del gas quemado en antorcha, su procesamiento y envío a través de una tubería a varios usuarios finales.
extraída, ni la calidad del crudo.
- Tercera condición: La actividad del proyecto usa una red de gas de elevación para la extracción.
- Cuarta condición: Todos los gas recuperado proviene de pozos de petróleo que se encuentran en operación y son productores de petróleo en el momento de la recuperación del gas
El procedimiento descrito en la metodología AM0009, para determinar el escenario de referencia y demostrar la adicionalidad, demuestra que:
- Que el escenario de referencia identificado es la continuación de la práctica actual que consiste en la quema del gas asociado (G2).
- Con la continuidad de la actividad de extracción de petróleo y la infraestructura existente para el gas, sin ningún cambio significativo (P4).
Véanse los puntos 4 y 5 donde se describen los escenarios de referencia.
Por la argumentación anterior, se concluye que la metodología AM0009 versión, es de hecho la metodología que aplica a la actividad de proyecto descrita para el MDL.
3. Descripción de las fuentes y los gases incluidos en los límites del proyecto.
El ámbito del proyecto abarca la infraestructura descrita en la metodología AM0009:
· Los tres bloques de explotación y producción, donde se encuentran los pozos de petróleo y los reservorios donde se produce y recupera el gas asociado.
· El lugar donde se quema en ausencia del proyecto el gas asociado, es decir las antorchas de los campos.
· La infraestructura para la recuperación del gas en cada uno de los tres bloques, el tratamiento previo, la infraestructura de transporte, incluyendo en su caso, los compresores.
· La fuente del gas de elevación.
La siguiente tabla, muestra los gases de efecto invernadero y las fuentes incluidas en los límites del proyecto:
Fuente Gas ¿Incluido? Justificación /
Explicación
L
in
e
a
B
a
se
Línea de base de combustión de combustibles fósiles a los usuarios finales que se producen a partir de gas no asociado o de otras fuentes fósiles
CO2 Sí Fuente principal de
emisiones en la línea base
CH4 No Fuente secundaria,
despreciable es conservativa N2O No Fuente secundaria,
A
ct
iv
id
a
d
d
e
p
ro
y
ec
to Actividad del Proyecto Uso de la energía para la recuperación, pre-tratamiento, transporte, y en su caso, la compresión
CO2 Sí Fuente principal de
emisiones del proyecto
CH4 No Se considera
despreciable
N2O No Se considera
despreciable
Tabla 1. Gases de efecto invernadero y fuentes incluidas en los límites del
proyecto.
Ilustración de los límites del proyecto y puntos de monitoreo (Figura 1):
Identifica-ción del escenario de Línea Base y demostra-ción de la Adicionali-dad
4. Descripción de cómo se identifica el escenario de la línea base y descripción de los escenarios identificados para misma:
La línea base del proyecto de MDL, es el escenario que más razonablemente representa las emisiones antropogénicas de gases de efecto invernadero de las fuentes, en ausencia de la actividad de proyecto presentada como MDL.
Como se especifica en la metodología AM0009 versión 4, la línea base es seleccionada en base a un análisis de las alternativas legales permitidas, el análisis económico, así como el análisis de la práctica común.
De acuerdo con la metodología AM0009 versión 4, deben seguirse los siguientes pasos para determinar el escenario de la línea base:
Paso1- Identificación de los plausibles escenarios alternativos. Paso 2- Evaluación de los aspectos legales.
Paso 3- Evaluación del atractivo económico de las alternativas. Paso 4 – Análisis de la práctica común.
Paso 1- Identificación de plausibles escenarios
Para la identificación de los escenarios alternativos, para la producción y uso del gas procedente de los pozos de petróleo, y siguiendo las directrices marcadas en la metodología AM0009 versión 4, debe tenerse en cuenta los siguientes aspectos:
• La utilización del gas procedente de los pozos.
• La operación e instalación de la infraestructura de petróleo y gas. • Y si aplica, la utilización del gas de elevación.
Alternativas realistas y creíbles de estos tres componentes deben ser consideradas.
1.a. La utilización del gas procedente de los pozos:
A continuación se presentan los escenarios alternativos de referencia, para el gas asociado y gas de elevación de los pozos.
G1: Emisión directa a la atmosfera del gas asociado y del gas de elevación de los pozos de petróleo (venting);
G2: La quema del gas asociado y el gas de elevación en el lugar de producción de petróleo;
G3 : El uso en las instalaciones del gas asociado y gas de elevación para la generación de energía;
G4: El uso del gas asociado y gas de elevación en las instalaciones, para la producción de gas natural licuado;
G5: La inyección del gas asociado y gas de elevación, en pozos de petróleo o depósitos de gas;
que la actividad del proyecto sea registrada como MDL;
G7: La recuperación, el transporte y la compresión del gas asociado y gas de elevación, a un gaseoducto sin tratamiento previo, sin ser registrado como una actividad de proyecto del MDL;
G8: El consumo en el lugar del gas asociado y gas de elevación, para satisfacer las demandas energéticas, sin ser registrado como una actividad de proyecto del MDL;
G9: La recuperación, el transporte y la utilización del gas asociado y gas de elevación como materia prima para la fabricación de un producto útil.
1.b La operación e instalación de la infraestructura de petróleo y gas
A continuación se presentan los escenarios alternativos de referencia, para la infraestructura de petróleo y gas:
P1: La construcción de una planta de transformación, con el fin de procesar el gas recuperado, de la misma manera que en la actividad de proyecto, sin estar
registrados como actividad de proyecto del MDL;
P2: La construcción de una planta de transformación de una capacidad más baja que con la actividad del proyecto, que sólo procesa el gas no asociado y el gas no recuperado;
P3: El suministro de gas recuperado a una planta de procesamiento de gas, ya existente, y la construcción de la infraestructura necesaria, sin ser registrado como una actividad de proyecto del MDL;
P4: Continuación de la actividad petrolífera y con la infraestructura de gas, sin procesar el gas recuperado y sin otros cambios significativos;
P5: El suministro de gas recuperado a un gasoducto sin tratamiento previo y sin estar registrada como una actividad de proyecto del MDL.
1.c La utilización del gas de elevación
A continuación se presentan los escenarios alternativos de referencia, para la utilización del gas de elevación:
O1: El gas de la misma fuente que en la actividad de proyecto, y en las mismas cantidades que en la actividad del proyecto, se utiliza para la red de gas de elevación;
O2: El gas de una fuente diferente que la actividad de proyecto, se utiliza para la red de gas de elevación, pero utilizando la misma cantidad de gas de elevación, en función de la actividad del proyecto;
O3: El gas de la misma fuente que la actividad de proyecto se utiliza para la red de gas de elevación, pero usando una cantidad diferente de gas de elevación en función la actividad del proyecto;
se utiliza para la red de gas de elevación;
O5: No se utiliza ningún sistema de gas de elevación.
Paso 2: Evaluar los aspectos legales
Régimen legal
Legislación de hidrocarburos: modelo contrato de petróleo. La autorización para la quema de gas no puede ser comercializada. Es expedida por el ministerio, tras la revisión del comité gestor (NOC). Los permisos se conceden caso por caso.
Restricciones y Sanciones
No hay información acerca de los límites de emisión y otros controles, aplicables la industria del petróleo o derivadas de las leyes medioambientales.
No existe ninguna ley al respecto al venteo de gas asociado a hidrocarburos. Se puede considerar como no adecuada por razones de seguridad, para evitar riesgos de explosiones y de intoxicaciones. Por esta razón la opción G1 no se considera una alternativa.
No existe ninguna ley que impida la quema del gas asociado en antorcha. Aunque la NOC ejerce una presión cada vez mayor sobre las empresas explotaras, la quema de gas sigue siendo una práctica común
No existen leyes, reglamentos o normas industriales, que descarten ninguna de las otras opciones. De modo que deben tenerse en cuenta desde el punto de vista jurídico, las opciones de G2 a G9, las opciones P1 a P5 y las opciones de O1 a O5. Este punto debería ser confirmado por la autoridad designada del país (EGA).
Paso 3. Evaluar la capacidad de atracción económica de las alterativas El análisis del atractivo económico de las alternativas se presenta en detalle en la Sección 5.
Escenarios alternativos de referencia para el gas asociado y gas de elevación de los pozos petroleros del proyecto:
Opción G3: El uso en las instalaciones del gas asociado y gas de elevación para la generación de energía.
La demanda de electricidad del campo no se podría satisfacer con la recuperación de los gases residuales. Tiene una rentabilidad ligeramente inferior a la actividad de proyecto propuesta. No se tuvieron en cuenta los posibles créditos CER. También supondría una reconfiguración de las instalaciones y operaciones del campo.
Actualmente no se produce GNL. (Por otra parte, la instalación de una planta de GNL supondría un alto coste en transporte). Los equipos instalados no consumen GNL.
No se considera una opción ni económica, ni técnicamente atractiva.
Opción G5: La inyección del gas asociado y gas de elevación en pozos de petróleo o depósitos de gas
Se trata de una práctica que se está realizando actualmente. No es técnica, ni económicamente viable aumentar la cantidad de gas inyectado al utilizar el gas que se recuperara. Esta opción, implicaría instalar nuevos equipos y aumentar la capacidad de los compresores. No se considera viable.
Opción G6: La recuperación, transporte y procesamiento del gas asociado y gas de elevación, y distribución de los productos de los mismos a los usuarios finales, sin que la actividad del proyecto sea registrada como MDL
Esta opción implica una cuantiosa inversión en instalaciones. Sería necesario construir una planta de procesamiento de gas, existiendo ya una en la región, por lo que sería un gasto de capital adicional.
No se consideraría una opción económicamente atractiva.
Opción G7: La recuperación, el transporte y la compresión del gas asociado y gas de elevación, a un gaseoducto sin tratamiento previo, sin ser registrado como una actividad de proyecto del MDL
El gas debe ser tratado para poder proporcionar un combustible que satisfaga las necesidades de los usuarios cercanos. No existe la posibilidad de incorporar el gas recuperado a algún gaseoducto cercano, por cuestiones técnicas.
No se considera una opción técnicamente factible.
Opción G8: El consumo en el lugar del gas asociado y gas de elevación, para satisfacer las demandas energéticas, sin ser registrado como una actividad de proyecto del MDL.
La demanda de electricidad del campo no se podría satisfacer con la recuperación de los gases residuales. Tiene una rentabilidad ligeramente inferior a la actividad de proyecto propuesta. También supondría una reconfiguración de las instalaciones y operaciones del campo.
Opción G9: La recuperación, el transporte y la utilización del gas asociado y gas de elevación como materia prima para la fabricación de un producto útil.
Opción G2: La quema del gas asociado y gas de gas de elevación en el lugar de producción de petróleo.
En base a la argumentación anterior, la opción G2 es la única alternativa factible en términos legales, técnicos y económicos, en ausencia del proyecto. Es por tanto el escenario de la línea base.
Escenarios alternativos de referencia para la infraestructura petrolera y de gas:
Opción P1: La construcción de una planta de transformación, con el fin de procesar el gas recuperado, de la misma manera que en la actividad de proyecto, sin estar registrados como actividad de proyecto del MDL
Esta opción implica una cuantiosa inversión en instalaciones, e implica la construcción de una nueva planta de transformación, existiendo una, en las proximidades de las instalaciones. Por ese motivo, no es atractiva económicamente.
Opción P2: La construcción de una planta de transformación de una capacidad más baja que con la actividad del proyecto, que sólo procesa el gas no asociado y gas no recuperado
No existen fuentes de gas no asociado en el campo, por lo que esta opción no es técnicamente factible.
Opción P3: El suministro de gas recuperado a una planta de procesamiento de gas, ya existente, y la construcción de la infraestructura necesaria, sin ser registrado como una actividad de proyecto del MDL
Existe una planta de procesamiento en la zona. Sin los beneficios del MDL no resultaría económicamente atractiva, la construcción de la infraestructura.
Opción P5: El suministro de gas recuperado a un gasoducto sin tratamiento previo y sin estar registrada como una actividad de proyecto del MDL.
Como se menciono en la opción G7, el gas debe ser procesado para poder ser utilizado por usuarios finales. No existe la posibilidad de incorporar el gas recuperado a algún gaseoducto por cuestiones técnicas. Por esta razón, no se considera una opción en términos técnicos.
Opción P4: Continuación de la actividad petrolífera y con la infraestructura de gas, sin procesar el gas recuperado y sin otros cambios significativos
adicional de capital. Es por tanto el escenario de referencia en ausencia de la actividad del proyecto.
Escenarios alternativos de referencia para el uso de gas de gas de elevación:
Opción O2: El gas de una fuente diferente que la actividad de proyecto, se utiliza para la red de gas de elevación, pero utilizando la misma cantidad de gas de elevación , en función de la actividad del proyecto.
La actividad del proyecto que se propone, no afectara a la operación del gas de elevación existente. Tanto el escenario de referencia como el de la actividad del proyecto, consiste en la elevación del gas con las fuentes existente, el gas del propio pozo. Se estima una presión suficiente de gas de elevación durante la vida de la actividad del proyecto. Por esta razón la opción O2 no es técnicamente factible.
Opción O3: El gas de la misma fuente que la actividad de proyecto se utiliza para la red de gas de elevación, pero usando una cantidad diferente de gas de elevación en función la actividad del proyecto
La cantidad de gas de elevación utilizada es la misma en los escenarios de
referencia y el proyecto, ya que depende de las condiciones del pozo. No se puede modificar arbitrariamente. Por lo tanto, la opción O3 no es técnicamente factible.
Opción O4: El gas de una fuente diferente como en la actividad de proyecto, y el uso de una cantidad diferente de gas de elevación, en virtud de la actividad del proyecto, se utiliza para la red de gas de elevación.
De acuerdo con la argumentación anterior, la opción O4 opción es técnicamente viable.
Opción O5: No se utiliza ningún sistema de gas elevación.
Es estrictamente necesario usar un sistema de gas de elevación, para mantener la presión.
La opción O5 no es técnicamente viable.
Opción O1: El gas de la misma fuente que en la actividad de proyecto, y en las mismas cantidades que en la actividad del proyecto, se utiliza para la red de gas de elevación;
De acuerdo con la argumentación anterior, la opción O1, es la única alternativa legal y técnicamente factible. Es por tanto el escenario que mejor representa la realidad en ausencia del proyecto, por tanto, es el escenario de referencia.
Escenarios alternativos identificados:
antorcha, G2 P4 O1.
Alternativa 2: El uso del gas asociado y del gas de elevación para la producción de energía, G3.
Alternativa 3: El uso en las instalaciones del gas asociado y del gas de elevación para satisfacer la demanda energética, sin ser registrado como MDL, G8.
Paso 4: Análisis de la práctica común
Para finalizar la identificación del escenario de referencia más plausible y complementar los pasos anteriores del 1 al 3, se realizó un análisis de la práctica común conforme a la "Herramienta para la evaluación y demostración de la adicionalidad", versión 05.2, que se presenta a continuación:
4.a. El análisis de otras actividades similares a la actividad del proyecto propuesto:
La quema de gas es una práctica ampliamente utilizada para la eliminación de gas natural, en las zonas productoras de petróleo debido a impedimentos como: las largas distancias de transporte, la falta de infraestructuras adecuadas, los bajos precios, los mercados inmaduros y cuestiones de seguridad. La quema de gas supone la pérdida de energía, y una emisión adicional de gases de efecto invernadero a la atmósfera. A nivel mundial no existen estadísticas fiables de estas prácticas, existen datos aproximados de observaciones por satélite hechas por el World Bank – iniciativa Global Gas Flaring Reduction. Las estimaciones hechas por satélite de gas quemado en Libia entre los años 2005 y 2009.
Volumes in bcm 2005 2006 2007 2008 2009 Change from 2008 to
2009
1 Russia 58.3 50.0 52.3 42.0 46.6 4.6 2 Nigeria 21.3 18.6 16.3 15.5 14.9 (0.6) 3 Iran 11.7 12.2 10.7 10.9 10.9 0.1 4 Iraq 7.0 7.2 6.7 7.1 8.1 1.0 5 Kazakhstan 6.2 6.2 5.5 5.4 5.0 (0.4) 6 Algeria 5.7 6.4 5.6 6.2 4.9 (1.2) 7 USA 2.8 2.8 2.8 4.0 4.0 0.0 8 Saudi Arabia 3.4 3.7 3.8 3.8 3.5 (0.3) 9 Libya 4.6 4.4 3.8 4.0 3.5 (0.5) 10 Angola 4.7 4.0 3.5 3.5 3.4 (0.1) 11 Mexico 1.9 2.1 2.7 3.6 3.0 (0.6) 12 Venezuela 2.2 2.1 2.2 2.7 2.8 0.1 13 Indonesia 3.0 3.2 2.6 2.5 2.5 0.0 14 China 3.0 2.9 2.6 2.5 2.4 (0.1) 15 Qatar 2.3 2.3 2.4 2.3 2.2 (0.1) 16 Oman 2.6 2.3 2.0 2.0 1.9 (0.1) 17 Canada 1.3 1.7 2.0 1.9 1.8 (0.1) 18 Egypt 1.7 1.7 1.5 1.6 1.8 0.2 19 Kuwait 2.5 2.5 2.2 2.0 1.8 (0.2) 20 Uzbekistan 2.7 2.9 2.1 2.7 1.7 (0.9)
Total top 20 149 139 133 126 127 0.7
Rest of the world 23 22 21 20 20 (0.2) Global flaring
level
172 162 154 146 147 0.5
A nivel mundial, la NOAA National Oceanic and Atmospheric Administration, indica que la quema mundial de gas se ha mantenido estable a lo largo de los últimos 10-15 años, en alrededor de 150-170 bcm/año.
Hasta hace relativamente poco, Libia mostraba poco interés por sus considerables reservas de gas. Según la propia NOC, se quemaba entre el 15 y el 17% del gas asociado al crudo en 2004[1] , aunque se estima que la cifra era mucho mayor. Para el 2006, Libia se había fijado ya el objetivo de reducir la quema de gas asociado al 10%, para ello el país buscaba capital extranjero que pudiese invertir en infraestructuras, sobre todo las destinadas a yacimientos menores.
Actualmente, la quema del gas asociado en los pozos libios, sigue siendo una práctica común. Pero hay una presión cada vez mayor de NOC hacia las empresas explotadoras, para detener la eliminación de gases por la quema o venteo, aunque no hay un presupuesto destinado para este tipo proyectos. Esto implica que, la recuperación del gas asociado sigue siendo una actividad sub-económica, siendo necesarias además inversiones en infraestructuras para poder comunicar los lejanos lugares de recuperación del gas, con los usuarios finales.
A pesar de la creación en octubre de 2004, del Proyecto de gas de Libia occidental (WLGP), se suele criticar a Libia por no tener una estrategia global sobre la materia del gas. Pero es cierto que, Libia sigue buscando inversores extranjeros que le permitan mejorar las infraestructuras relacionadas con el gas. Un ejemplo de ello, son las limitaciones técnicas en la producción de gas natural licuado.
A pesar de ello, el objetivo de Libia es introducirse en el mercado internacional de gas (exportación), y por otro lado, abastecer con gas la demanda energética domestica del país. De esta forma aumentaría la exportación de crudo. Se estima una demanda de gas de uso domestico en 22 millones de metros cúbicos para el año 2010.
La Agencia Internacional de la Energia (AIE), estima que para el año 2012 el consumo interno de gas del país, podría aumentar hasta un 50%.[1][2]
Aunque Libia ratifico el Protocolo de Kioto, la creación de la DNA es reciente. El 29 de octubre de 2009 tuvo lugar un taller sobre MDL en Libia, en el que participaron la NOC, empresas de gas y petróleo, National Oil Corporation (ETAP) de Túnez y el ministerio de Medioambiente de Túnez. De esta reunión salieron las bases de la EGA. La creación de la EGA supuso, la consolidación de Libia en este tipo de proyectos.
El análisis de otras actividades similares a la actividad de proyecto propuesta. Se ha hecho a través de actividades de proyecto que:
b- Cuyo fin sea la reducción del gas quemado, a través de la recuperación del gas asociado, y su venta como producto energético
c- Con financiación y ejecución de los mismos, por empresas con características similares a las del proyecto propuesto
Actualmente Libia no tiene ningún MDL de este tipo registrado. Se está desarrollando un proyecto similar al propuesto, aun en fase de evaluación, por la compañía ENI. . El proyecto de Bouri [3] ha sido seleccionado como un proyecto adecuado para MDL. Se trata de un proyecto en altamar destinado a la recuperación del gas asociado que actualmente se quema en las plataformas DP3 y DP4 de ENI. El gas y el condensado serán entregados a la planta de Mellitah a través de la plataforma Sabratah, a 20 km de DP4. El gas se utilizara para fines energéticos en el propio lugar. Un estudio preliminar de la viabilidad del proyecto, estima en 6,443 millones de CERs en un periodo de acreditación de 10 años. El proyecto de MDL, no se requieren cambios sustanciales en el proyecto industrial, salvo el seguimiento de los dispositivos adicionales necesarios.
Puesto que en el país anfitrión no existe ningún proyecto similar, se estudiaron proyectos similares en el norte de África. En Túnez, país de referencia para la creación de la EGA en Libia, tiene aprobados los PIN de dos proyectos de recuperación de gases de antorcha de campos de petróleo. El primero de ellos es el proyecto del campo de petróleo de Maâmoura en altamar, de ENI Tunisia[4]. El segundo, es un proyecto en tierra, en el campo petrolífero de Djebel Grouz, situado en el sur de Tunez (Tataonie). Los promotores del mismo son: Entreprise Tunisienne des Activités Petroliéres (ETAP) y ENI Tunisia.
Este proyecto consiste en equipar al campo de petróleo de Djebel Grouz, de instalaciones que permitan la recuperación del asociado al crudo, que actualmente es quemado, y transportarlo a un gaseoducto cercano. El proyecto permitirá recuperar del orden de 36 millones de Nm3/año de gas. La reducción de emisiones de CO2 se estima en 800.000 tCO2 en diez año
[5]
.
Notas:
[1] Doing Business In LIBYA: A Country Commercial Guide for U.S. Companies March, 2006 – US. Comercial Services.
[2] Libya Oil and Gas a guide to doing Business in the Libyan Oil and Gas Sector - UK Trade And Investment- February 2004
[3] http://www.eni.com/en_IT/sustainability/reporting-system/word-reports/word- reports.shtml.
[ 4 ] Note d’Information sur le Projet de récupération des gaz torchés des champs pétroliers de Maâmoura
[5] Note d’Information sur le Projet de récupération des gaz torchés des champs pétroliers de Djebel Grouz
4.b Discusión de cualquier actividad similar a la propuesta.
entre los primeros proyectos de su clase.
No existe ningún proyecto de esta naturaleza, finalizado en Libia hasta la fecha, y por tanto son excluidos del análisis de la práctica común, de acuerdo con los procedimientos especificados en la “Herramienta para la evaluación y demostración de la adicionalidad, versión 05.2.
Por lo tanto se concluyo que la actividad del proyecto propuesta no representa la práctica común en Libia. De hecho, la continuación de la práctica de la quema del gas asociado que no puede ser económicamente utilizado, representa la práctica común para campos aislados en Libia.
Sumario de la identificación de escenarios de la línea base.
El escenario de la línea base que represente la opción más atractiva económicamente, técnicamente factible, acorde a las leyes del país y que pueda ser considerada como práctica común, será considerado el escenario de la línea base.
En base a los tres escenarios alternativos identificados en el Paso 1, y siguiendo las directrices de los pasos 2 (aspectos legales), 3(análisis económico de la Sección 5) y 4(análisis de la práctica común), el escenario línea base del proyecto seria continuar con la práctica de la quema del gas asociado (Alternativa 1). El escenario base consiste en una combinación de: G2, P4, O1 .
Escenario plausible identificado (Paso 1) Aspectos legales (Paso 2) Atractivo económico (Paso 3) Práctica común (Paso 4) Alternativa 1: continuación de la practica actual, G2 P4 O1 Practica permitida legalmente. Económicamente atractiva. Práctica actual. No requiere inversión de capital.
Práctica común. Quema de gas residual en lugares aislados.
Alternativa 2: El uso del gas asociado y del gas de
elevación para la producción de energía G3
No prohibida por la ley.
Requiere inversión de capital.
No es la práctica común para campos aislados y con
producción sub-económica Alternativa 3: El
uso en las
instalaciones del gas asociado y del gas de elevación para satisfacer la demanda energética, sin ser registrado como MDL, G8
No prohibida por la ley.
Requiere inversión de capital.
No es la práctica común para campos aislados y con
producción sub-económica
Línea Temporal
Situación actual del proyecto corresponde con la identificación de la idea base. La empresa tiene una concesión del proyecto hasta 2020, aunque se estima que el yacimiento será explotable hasta 2035. El proyecto de MDL estaría en funcionamiento a mediados del año 2012.
Figura 2. Cuadro de tiempos para la actividad del MDL.
5. Demostración de cómo las emisiones antropogénicas de gases de efecto invernadero de las fuentes son reducidas por debajo de lo que hubiese sucedido en ausencia de la actividad del proyecto de MDL (Estimación y demostración de la adicionalidad):
Para demostrar que las emisiones antropogénicas de gases de efecto invernadero son reducidas por debajo de lo que hubiese ocurrido en ausencia del proyecto MDL propuesto, la metodología AM0009 versión 4, presenta los siguientes pasos a seguir.
Paso1- Identificación de los plausibles escenarios alternativos. Paso 2- Evaluación de los aspectos legales.
Paso 3- Evaluación del atractivo económico de las alternativas. Paso 4 – Análisis de la práctica común.
Los pasos 1, 2 y 4 se han presentado con detalle en la sección 4. Se encontraron tres escenarios posibles identificados en el paso:
Alternativa 1: Continuación de la práctica actual, quema del gas asociado en antorcha, G2 P4 O1.
energía, G3.
Alternativa 3: El uso en las instalaciones del gas asociado y del gas de elevación para satisfacer la demanda energética, sin ser registrado como MDL, G8.
Para completar la evaluación y de demostración de la adicionalidad, es necesario realizar el paso 3 de la "Herramienta para la evaluación y demostración de la adicionalidad", versión 05.2, referida a la metodología AM0009 versión 4.
Paso 3: Evaluación del atractivo económico de las alternativas.
Se llevó a cabo un análisis integral del proyecto sobre la base de aceptación de métodos y principios utilizados en la industria del petróleo y del gas, así como las condiciones particulares del operador. Las tablas de cálculo, pueden consultarse en el Anexo adjunto.
Los siguientes parámetros son utilizados para el análisis financiero:
- CAPEX – Gastos de capital para la infraestructura, estimados en 9,8 Mill US$
- OPEX- Gastos operativos, que se estiman en un 3% anual del CAPEX, según la metodología de la industria para este tipo de proyectos.
- Precio del gas – corresponde al precio de mercado del gas en Libia, 1.5 US$/Btu.
- Poder Calorífico – Se ha obtenido a partir del análisis químico del gas, 1596 Btu/scf.
Tasa Interna de Retorno
La metodología AM0009 sugiere un TIR del 10%, lo cual no es sensible a las características del país anfitrión del proyecto. Como consecuencia se decidió calcular el WACC(Promedio Ponderado del Costo de Capital ) de Libia, a través del siguiente procedimiento:
WACC = (Mature Market Risk-Free Rate) + ß•(Mature Market Risk Premium) + (Country Risk Premium)
Los valores siguientes se incluyen en la ecuación para este proyecto:
- Mature Market Risk-Free Rate = ()% (valor promedio de los 30 años de Bonos del Tesoro de EE.UU. sobre el promedio de los últimos seis meses). [1]
Mature Market Risk-Free Rate = 0.15 *100/4.56 = 3.29 % - beta = () (valor específico de "Petróleo (integrado)"). [2]
β = 1.21
La calificación de Libia por S&P es de A- , que equivale a un A3 de Moody’s , aunque Moody’s no tiene calificación para este país[4]. El Country Risk Premium de Libia correspondería con un 1.73%
Notas:
[1]http://www.treas.gov/offices/domestic-finance/debt-management/interest-rate/yield_historical.shtml A fecha de:18/01/2011
[2]http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/
[3]http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/ctryprem.html [4]http://www.pri-center.com/country/country_specific.cfm?countrynum=117
El IRR del Proyecto debe ser mayor al WACC, para que el proyecto presente viabilidad financiera. Los indicadores financieros del proyecto se detallan a continuación.
Balance económico del proyecto sin CERs:
7 años
10 años
Pay-back (años)
VAN@WACC : Mill US$ -2,3 -1,7 7,4
IRR 2%
6,0 %
Tabla 4.
Los resultados del análisis económico muestran que el proyecto MDL no es económicamente viable sin los ingresos procedentes de los CERs. Sin los ingresos procedentes de los CERs, la opción más atractiva económicamente es, la continuación de la quema del gas en las antorchas.
El tiempo de vida de proyecto resulta incierto, será propiedad de la empresa explotadora hasta 2020, aunque se estima que los pozos estarán en producción durante 25 años.
Análisis de sensibilidad
Las variables del proyecto son relativamente estables, y hay poca probabilidad de una variación sustancial.
El precio del gas - Esta limitado por el mercado interno del gas libio, que debido a la abundancia del recurso, el precio no es especialmente elevado.
CAPEX – Son poco probables cambios importantes en los gastos de infraestructura del proyecto. Debe tenerse en cuenta que el tiempo de vida de las instalaciones es de veinte años, por lo que el cese de contrato a los siete años, reportaría un valor residual en infraestructura.
mantenimiento y reparación, que suele ser elevado en zonas de dificultad geográfica. La puesta en marcha inicial, es probablemente, la que implique los costes específicos más cuantiosos, por causas de ajustes y controles. El costo durante la explotación del proyecto es resulta más difícil de valorar.
Para robustecer el análisis financiero, se realizó una análisis de sensibilidad de las tres variables a ±5 % y a ±10 %.
Condición IRR VNA@WACC
A 7 años
A 10 años
A 7 años
A 10 años
Caso base sin CERs 1,6% 6,0% -2,30 -1,66
Caso base con CERs 14,5% 18% 0,50 1,50
Sensibilidad a la variación del precio del gas
Precio del gas disminuido un 10% -2,2% 2,5% -3,07 -2,51 Precio del gas disminuido un 5% -0,2% 4,3% -2,69 -2,08 Precio del gas aumentado un 5% 3,5% 7,7% -1,92 -1,23 Precio del gas aumentado un 10% 5,3% 9,3% -1,54 -0,80
Sensibilidad a la variación del CAPEX
Precio del CAPEX disminuido un 10% 5,7% 9,7% -1,31 -0,64 Precio del CAPEX disminuido un 5% 3,6% 7,7% -1,81 -1,15 Precio del CAPEX aumentado un 5% -0,1% 4,3% -2,80 -2,17 Precio del CAPEX aumentado un 10% -1,8% 2,8% -3,30 -2,67
Sensibilidad a la variación del OPEX
Precio del OPEX disminuido un 10% 2,2% 6,6% -2,19 -1,51 Precio del OPEX disminuido un 5% 1,9% 6,3% -2,24 -1,58 Precio del OPEX aumentado un 5% 1,3% 5,7% -2,36 -1,73 Precio del OPEX aumentado un 10% 1,0% 5,3% -2,42 -1,80
Tabla 5.
Puede observarse que las variaciones del análisis de sensibilidad no causan ningún cambio significativo.
Impacto del registro del MDL
Si la actividad de proyecto es registrada como MDL, la venta de los CERs produce un impacto económico positivo, debido a que tienen un precio relativamente elevado en el mercado internacional.
Balance Económico del proyecto con CERs:
7 años 10 años Pay-back (años)
VAN@WACC : Mill US$ 0,5 1,5 4,8
IRR 14% 18%
El impacto de los CERs en el TIR del proyecto es alto, aunque el valor absoluto del VAN no es muy elevado, debido al tamaño del proyecto en su total.
Los gastos de la tramitación del proyecto MDL se detallan a continuación:
Costos del MDL US$
Fase de preparación(consultora)
PIN(estudio inicial)(consultora) 30000
Descripción del proyecto(consultora) 100000
Validación (EOD) 70000
Registro 350000
TOTAL 550000
Fase de explotación
Fondos de adaptación de las naciones
unidas 2% de los CER
Verificación inicial 30000
Verificación periódica 25000
Sop- administración Por determinar
Total
Minimo del 2% de los CER + 5,000 U$ año (si es anual)
TOTAL 600.000 US$
Tabla 7. Calculado en base a 10 años.
Resumen de la adicionalidad:
COSTOS ESTIMADOS DEL PROYECTO
CAPEX 9.8 M US$
OPEX 3% del CAPEX al año
TIR a 7 años 1.6%
TIR a 10 años 6.0%
CONTRIBUCION DE LOS CREDITOS DE CARBONO
Reducción de emisiones en 7 años tCO2
346.006
Reducción de emisiones en 10 años tCO2
428.820
Costes del MDL 280.760 U$
TIR con CERs a 7 años 14%
TIR con CER a 10 años 18%
Basándose en el análisis presentado en esta sección (Paso 3), y en la sección 4 (pasos 1,2 y 4), la actividad propuesta como MDL, se considera adicional. Dado que el proyecto no puede ser llevado a cabo sin la aportación de los CERs. Teniendo en cuenta, además que, el proyecto permite la reducción significativa de las emisiones de gases de efecto invernadero, por debajo del nivel de referencia. Y que la actividad del proyecto no se considera el escenario de referencia, puesto que en ausencia del proyecto, la alternativa más económica, es continuar quemando el gas en las antorchas.
ANALISIS DE BARRERAS Barreras de inversión
Búsqueda de capital extranjero: existe un interés muy activo, por parte de las autoridades libias de atraer capital extranjero para proyectos relacionados con explotación e infraestructura del gas. Lo que puede mejorar la rentabilidad del proyecto.
Levantamiento de sanciones a Libia que EE UU tenía impuestas al país desde 1996; una vez que la ONU levantó sus propias sanciones a finales de 2003. No existen barreras de sanciones a Libia.
Barreras tecnológicas
La tecnología para la recuperación del gas es similar a la de otros proyectos que se están llevan a cabo en otros lugares del mundo. Compañías del país están evaluando la instalación de esta tecnología de recuperación de gas de antorcha.
La tecnología usada para la recuperación de gas de antorcha, presenta algunas dificultades técnicas, relacionadas con las condiciones a las que puede estar sometida la instalación y las particularidad de un diseño a medida:
- Sistema de refrigeración del sistema de recuperación de gas: Si no se dispone de agua para la refrigeración, deben emplearse sistemas alternativos de aerogeneradores o ciclos frigoríficos. Estos son sistemas más caros, que consumen una considerable cantidad de energía y que tienen limitaciones técnicas derivadas de las altas temperaturas del exterior.
- Composición del gas: La composición de los gases puede variar con frecuencia, generalmente en verano, con el aumento de las temperaturas. La caída de la eficiencia del sistema de refrigeración genera un aumento de los hidrocarburos más pesados, por polimerización.
inconveniente, por razones de espacio o para poder cumplir con los requisitos de presión necesarios.
Fig. 3 - La unidad de recuperación de gas.
El gas se recupera en el cabezal de la antorcha. El gas se conduce a un gasómetro, especialmente diseñado para garantizar presión positiva en la cabecera. Desde el gasómetro, el gas se envía a la primera etapa de un compresor de desplazamiento positivo de tipo tornillo, de anillo líquido, paleta deslizante u otro, dependiendo de las condiciones técnicas. Después de la primera etapa el gas se enfría, se separa del condensado y se conduce a la segunda etapa del compresor. El gas se enfría aún más en la esta segunda etapa, condensándolo y recuperando el gas restante. El condensado recuperado es bombeado a las instalaciones existentes, para el tratamiento adicional para cumplir con las especificaciones de venta del gas. Dependiendo del contenido de gas ácido, pude ser necesario una etapa de lavado de gas. Fuente- Koerning-Weber Engineering
Otro problema importante es que, las plantas de procesamiento de gas del país tienen problemas técnicos, como la de Marsa-El- brega (problemas de separación de GLP/ GNL) y que no operan a pleno rendimiento por falta de inversión en infraestructura. Libia está buscando capital extranjero para mejorar sus plantas de procesado. Otro problema del país es que existen plantas de procesamiento en países cercanos, como Egipto mucho mejor preparadas que las libias.
La planta de procesamiento a la cual se envía el gas recuperado de la actividad del proyecto ha tenido numerosos problemas en los últimos años. Precisamente las autoridades de Libia nos han sugerido que sería necesario realizar ciertas inversiones para lograr el correcto funcionamiento de la misma. Esto ha sido tenido en cuenta a la hora de evaluar el proyecto económicamente.
No existen problemas de infraestructura de transporte del gas en la zona del proyecto.
Barreras debido a la prevalencia de prácticas usuales.
Cálculo de reducción de
emisiones
6. Reducción de las emisiones:
6.1. Explicación de las opciones metodológicas:
La metodología de monitoreo para la actividad de proyecto, está contenida en la metodología aprobada “Recuperación y utilización de gas de pozos de petróleo, que de otra forma seria quemado o venteado” AM0009 versión 4. La metodología proporciona un cálculo simplificado y conservador de la reducción de emisiones, en el supuesto de que el uso del gas recuperado desplaza el uso de gas metano (el combustible fósil con el nivel más bajo de emisiones directas de CO2). A su vez,
se descuidan las emisiones fugitivas de tratamientos y transporte de gas a los usuarios finales, tanto en la actividad de proyecto, como en el escenario de referencia. Se supone que estas son iguales en magnitud.
Como se indica en la metodología, los siguientes datos son necesarios, para determinar la reducción de emisiones:
- La cantidad de gas recuperado y el poder calorífico neto del mismo. - La cantidad y composición de los combustibles fósiles utilizados como
resultado de la actividad de proyecto.
- El consumo eléctrico, resultado de la actividad de proyecto (si existe) y datos suficientes para determinar el factor de emisión de gases de efecto invernadero, resultado del consumo eléctrico (si procede).
DEFINICION DE LA ACTIVIDAD DE PROYECTO
La actividad de proyecto propuesta como MDL consistiría en: la construcción de la infraestructura necesaria en cada uno de los 3 bloques del campo X para la recuperación del gas quemado en antorcha, su procesamiento y envío a través de una tubería a varios usuarios finales. La infraestructura específica consiste en: la instalación de un sistema de recogida del gas, compresores, separadores, plantas de procesamiento y tuberías.
La actividad de proyecto se ilustra en la Figura 1.
PROYECCIÓN Y AJUSTE DE LAS EMISIONES DEL PROYECTO Y LA LÍNEA BASE.
Las emisiones de referencia se basan en la cantidad de gas recuperado, en el proyecto en cuestión, al no disponer de datos de gas recuperado, se usan datos del volumen de gas quemado.
La cantidad de gas asociado producido está directamente vinculado a la producción de crudo. Se estima un ratio de declinación anual del 11,5%.
Es típico de los reservorios con gas disuelto que, el declive de la producción sea proporcional a un ratio de producción.
q= qi e-at
qi es la producción inicial en el año 0 de la explotación.
a es la constante de proporcionalidad.
Figura 4. Estimación de producción de gas. Para más detalles consúltese el Anexo
1.
Las emisiones del proyecto se monitorean a posteriori según se describe en la sección 7.
Las emisiones del proyecto son aquellas que, se producen en la operación de la infraestructura diseñada para el proyecto. La metodología AM0009 versión 4, propone un procedimiento simplificado y conservador, para el cálculo de la reducción de emisiones. Son las relacionadas con el suministro de energía, para operar con los equipos instalados, para comprimir y transportar el gas.
En la figura 1 se muestran los puntos de monitoreo.
EMISIONES DE LA LINEA BASE
Las emisiones de la línea base, es decir, las emisiones cuantificadas a partir de la combustión del metano, para satisfacer la demanda energética de los usuarios finales, es cuantificada mediante la medición de: la cantidad de gas recuperado y su poder calorífico neto. El cálculo se basa en la ecuación 1:
BEy = VF,y . NCV RG,F,Y . EF CO2 metano Ecuación 1.
Donde:
BEy Es la línea base de emisión durante el periodo y, en tCO2.
VF,y Es el volumen de gas recuperado en el punto F en la Figura 1, durante el
en el escenario de la línea base.
NCV RG,F,Y Es el poder calorífico neto del gas recuperado en el punto F de la
figura 1 durante el periodo y, expresado en TJ/Nm3.
EF CO2 metano Es el coeficiente de emisión de CO2 para en metano, expresado en
tCO2/TJ
FUENTES DE EMISION DEL PROYECTO
Las siguientes fuentes de emisión del proyecto, se tienen en cuenta en la metodología AM0009 versión 4:
1) Las emisiones de CO2 debidas al consumo de combustibles fósiles para la
recuperación, pretratamiento, transporte y en el caso de compresión del gas hasta el punto de entrega a un gaseoducto ya existente.
2) Las emisiones de CO2 causadas por el consumo eléctrico para la
recuperación, pretratamiento, transporte y en el caso de compresión del gas hasta el punto de entrega a un gaseoducto ya existente.
Las emisiones del proyecto se determinan de acuerdo con la ecuación 2:
PEy = PE CO2, combustible fósil, y + PE CO2, elec,y Ecuación 2.
Donde:
PEy Son las emisiones del proyecto en el periodo y, en toneladas
de CO2.
PE CO2, combustible fósil, y Son las emisiones de CO2 derivadas del consumo de
combustibles fósiles para la recuperación, pre-tratamiento, transporte y si aplica, la compresión del gas en el punto de suministro durante el periodo y, expresadas en toneladas de CO2.
PE CO2, elec,y Son las emisiones de CO2 derivadas del consumo de
electricidad para la recuperación, pre-tratamiento, transporte y si aplica, la compresión del gas en el punto de suministro durante el periodo y, expresadas en toneladas de CO2.
Las emisiones de CO2 debidas al consumo de electricidad para la recuperación,
pre-tratamiento y transporte, se determinan mediante la aplicación de la “Herramienta para calcular las emisiones de la línea base, del proyecto y/o fugas, procedentes del consumo eléctrico” versión 1. Dentro de la herramienta anteriormente mencionada, el escenario del proyecto correspondería al caso B: “Consumo de energía desde una red aislada producida en una planta de energía que quema combustible”.
PE EC,y = ∑ EC PJ, j,y x EF EL,j,y x (1+ TDL j,y) Ecuación 3.
Donde:
PE EC,y Son las emisiones derivadas del consumo eléctrico en el año y,
expresadas en toneladas de CO2 por año.
EC PJ, j,y Es la cantidad de electricidad consumida por la fuente del
proyecto j en el año y, expresada en MWh por año.
EF EL,j,y Es el factor de emisión para la generación de electricidad de la
fuente j en el año y, expresado en toneladas de CO2 por MWh.
TDL j,y Es la media de la transmisión técnica y las pérdidas de
distribución, para surtir de electricidad a la fuente j en el año y.
Para el factor de emisión se eligió el valor conservador por defecto de 1.3
tCO2/MWh del Escenario B.2 de la “Herramienta para calcular las emisiones de la
línea base, del proyecto y/o fugas, procedentes del consumo eléctrico” versión 1.Corresponde al factor de emisión del consumo eléctrico si este es de una fuente de la actividad del proyecto. En el caso de la media de la transmisión técnica y las perdidas de distribución, según se indica en la herramienta, en el caso del
Escenario B, se asume TDL j,y =0, como simplificación.
Por tanto la ecuación 3, puede expresarse como:
PE EC,y = ∑ EC PJ, j,y x 1.3 Ecuación 3bis.
FUGAS
Las fugas no son tenidas en consideración según marca la metodología AM0009 versión 4.
REDUCCIÓN DE EMISIONES
Para la reducción de emisiones se utiliza la ecuación de la metodología AM0009 versión 4.
Donde:
ERy Es la reducción de las emisiones de la actividad del proyecto durante el
periodo y, en toneladas de CO2.
BEy Son las emisiones de la línea base en el año y, en toneladas de CO2.
PEy Son las emisiones del proyecto, en toneladas de CO2.
6.2 DATOS Y PARAMETROS NECESARIOS PARA LA VALIDACIÓN
Dato/
Parámetro:
EF CO2,metano
Unidad: tCO2/TJ
Descripción:
Factor de emisión de CO2 para el metano; tCO2 emitidas por unidad de energía (medidas en TJ) consumidas en forma de metano.
Fuente usada para el dato:
AM0009 versión 04
Valor aplicado:
49.55 tCO2/TJ
Justificación de la elección del dato
descripción del método de medida y procedimient o aplicado:
La metodología AM0009 versión 04 hace referencia al factor de emisión de CO2 para el metano, mencionado por la EIA(The
Energy Information Administration, Departamento de Energía de los Estados Unidos:
http://www.eia.doe.gov/oiaf/1605/coefficients.html
El valor citado por la EIA hace referencia al factor de emisión de CO2 por unidad de energía total (gross). Este valor resulta
incorrecto en el contexto de la Ecuación 1 de la metodología AM0009 versión 4, puesto que debe ser multiplicado por el poder calorífico neto del gas.
Aplicando el valor de la EIA la ecuación pierde significado físico.
Se propone por tanto, utilizar el factor correspondiente para poder calorífico neto.
Calculo del factor de emisión neto para el metano (TJ):
Contenido en carbono del metano = 12.011 kg/kmol (ISO 6976) Factor de emisión total de CO2 para el metano = 44.01 kg/kmol
Poder calorífico neto para el metano = 0.00080269 TJ/kmol (ISO 6976)
Por tanto:
Cálculo aceptado por el IPCC: http://www.ipccnggip.
iges.or.jp/public/2006gl/pdf/2_Volume2/V2_1_Ch1_Introductio n.pdf.
Esto supone, un factor de emisión un 10.6% mayor que el utilizado por la metodología AM0009 versión 4.
La relación entre ambos valores, viene dada por:
EF CO2 metano gross= EF CO2 metano neto*909.4/1010 =54.828*909.4/1010 = 49,37
Donde:
EF CO2 metano gross – Es el factor de emisión de CO2 para el
metano, por unidad gross(total) de energía en TJ.
EF CO2 metano net – Es el factor de emisión de CO2 para el metano,
por unidad neta de energía en TJ.
909.4 – Es el poder calorífico neto del metano en BTU/SCF 1010 –Es el poder calorífico total(gross) del metano en BTU/SCF
Comentarios Se usa el valor indicado en la metodología, y se propone el valor corregido. Usado en la ecuación 1 del presente documento.
Dato / Parámetro: EF EL,j,y
Unidad: tCO2/MWh
Descripción: Factor de emisión para la generación de energía de la fuente j en el periodo y.
Fuente usada para el dato:
“Herramienta para calcular las emisiones de la línea base, del proyecto y/o fugas, procedentes del consumo eléctrico” versión 1
Valor aplicado: 1,3 tCO2/MWh
Justificación de la elección del dato o descripción del método de medida y procedimiento
aplicado:
De acuerdo con la herramienta, si el proyecto corresponde con el Escenario B, puede usarse el valor conservador asignado por defecto, para consumos eléctricos procedentes de fuentes de la actividad del proyecto.
Dato / Parámetro: TDL j,y
Unidad:
-Descripción: Transmisión técnica media y pérdidas de distribución, para surtir de electricidad a la fuente j en el año y
Fuente usada para el dato: “Herramienta para calcular las emisiones de la línea base, del proyecto y/o fugas, procedentes del consumo eléctrico” versión 1
Valor aplicado: 0
Justificación de la elección del dato o descripción del método de medida y procedimiento aplicado:
De acuerdo con la herramienta, si el proyecto se corresponde con el Escenario B, se asume TDL j,y =0, como
simplificación.
Comentarios: Usado en la ecuación 3.
6.3 Calculo ex – ante de la reducción de las emisiones.
La línea base de las emisiones se ha calculado usando la ecuación 1.
BEy = VF,y . NCV RG,F,Y . EF CO2 metano
La línea base calculada se estima que debe ser:
Emisiones de la línea base
Año Volumen de gas recuperado Gas recuperado
Línea base de emisión versión 4
Nm3/dia Nm3/año TON CO2
1 39.038 14.248.981 41.898
2 69.595 25.402.118 74.693
3 62.034 22.642.588 66.579
4 55.295 20.182.836 59.346
5 49.288 17.990.297 52.899
6 43.934 16.035.942 47.152
7 39.161 14.293.895 42.030
8 34.907 12.741.094 37.464
9 31.115 11.356.980 33.394
10 27.735 10.123.228 29.767
Tota
l 485.222
Tabla 9.
Las emisiones del proyecto se han calculado usando la Ecuación 3 bis.
Las emisiones del proyecto se estiman que deben ser:
Emisiones del proyecto
Año Consumo eléctrico Emisiones
MW/año tCO2
1 2284 2.969
2 4567 5.937
3 4567 5.937
4 4567 5.937
5 4567 5.937
6 4567 5.937
7 4567 5.937
8 4567 5.937
9 4567 5.937
10 4567 5.937
Total 56.402
Tabla 10.
6.4 Sumario de la estimación de la reducción de emisiones ex – ante:
Reducción de Emisiones
Año Emisiones de la linea base Emisiones del proyecto Reducción de emisiones
ton CO2 ton CO2 ton CO2
1 41.898 2.969 38.929
2 74.693 5.937 68.756
3 66.579 5.937 60.642
4 59.346 5.937 53.409
5 52.899 5.937 46.962
6 47.152 5.937 41.215
7 42.030 5.937 36.093
8 37.464 5.937 31.527
9 33.394 5.937 27.457
10 29.767 5.937 23.829
Tota
l 485.222 56.402 428.820
Reducción de emisiones
En 7 años( ton/CO2) 346.006
En 10 años(ton/CO2) 428.820
Tabla 11.
Plan de monotorizaci ón
Para la metodología de monitoreo se uso la metodología AM0009 versión 4.
7.1 datos y parámetros monitoreados:
Dato/Parámetro: VF,y
Unidad del dato: Se reporta en condiciones estándar (normalizado) m3 (Nm3) a temperatura de 15 C y presión de 1.01325 bar. (Condiciones internacionales de referencia para la industria del petróleo). Las mediciones en pies cúbicos estándar(SCF a 60ºF y presión de
1.01325 bar), se convierten a Nm3 multiplicando por 0.0283719.
Descripción: La cantidad de gas recuperado durante el periodo y, medido en el punto F de la figura 1.
Fuente del dato: Medición en flujo continuo, usando el orificio de la placa del sistema de presión diferencial.
Procedimiento de medida( si hay):
Las mediciones son tomadas en el punto F de la figura 1, es decir el punto de recuperación del gas, antes de su compresión y transporte a la planta de procesado.
Para la medición del caudal en la tubería se deberá seguir la norma ISO 5167-1:2003 o una norma equivalente. La norma ISO 5167-1:2003 especifica de manera general los requisitos necesarios para la medición y cálculo de la incertidumbre del caudal. La norma ISO 12213 para calcular el factor de compresibilidad del gas, a partir de la composición molar del gas. Además de la norma ISO 6976 para calcular el poder calorífico, densidad, densidad relativa e índice Wobbe, a partir de la composición.
Frecuencia de monitoreo
Medición en continuo con un registro diario para poder calcular las reducciones.
QA/QC procedimiento:
Las mediciones siguen los estándares internacionales, y se mantendrán de acuerdo con el plan de vigilancia y la norma ISO 5167-1:2003 o norma equivalente. Se prestará especial cuidado, a cualquier tipo de instalación. La exactitud de la medición del caudal debe ser inferior o igual a ± 0.5%. La instrumentación primaria y secundaria deberá ser calibrada anualmente.
Dato / Parámetro:
NCV RG,F,Y
Unidad del dato: Se reporta como TJ/m3. Es resultado del análisis químico de composición del gas. Para convertir BTU/SCF en TJ/m3 se divide entre 0.0283719 Nm3/SCF, para el paso contrario es necesario multiplicar por 0.0009478 BTU/TJ).
Descripción: Poder calorífico neto del gas recuperado en el punto F de la Figura 1, durante un periodo de tiempo y.
Fuente del dato: Análisis químico Procedimiento de
medida( si hay):
El análisis se llevará acabo junto con la medición del volumen de gas recuperado en el punto F de la Figura 1. Frecuencia de
monitoreo
Muestreo y análisis mensual, para calcular el poder calorífico neto del gas mezcla.
QA/QC procedimiento:
Los análisis se realizarán bajo los estándares internacionales. El muestreo se realizará según ISO 10715 o norma equivalente. El análisis se realizará acorde a la norma ISO 6974 o estándar equivalente. Las operaciones de mantenimiento rutinarias y la calibración seguirán ISO 1073 o norma equivalente. La cromatografía de gases estará certificada según ISO 6141 o norma equivalente. Anualmente se contratara un servicio de calibración ISO 17025 o norma equivalente.
Comentarios: Parámetro utilizado en la ecuación 1.
Dato / Parámetro: EC PJ, j,y
Unidad del dato: MWh
Descripción: Cantidad de electricidad consumida por el la fuente j del proyecto en el periodo y.
Fuente del dato: Empresa explotadora. Procedimiento de
medida( si hay):
Valor del consumo eléctrico, medido en continuo, en el punto de monitoreo D.
Frecuencia de
monitoreo
Medición en continuo con un registro diario para poder calcular las reducciones.
QA/QC procedimiento: Los equipos de medida instalados serán calibrados, y se mantendrán de acuerdo con el plan de vigilancia. Comentarios: Utilizado en ecuación 3.
7.2 Descripción del plan de monitoreo
Recopilación de datos
Los datos deben recopilarse con el fin del seguimiento de la actividad de MDL, incluyéndose los parámetros descritos en la sección 7.1.
Dato de la variable:
Frecuencia de
medición:
Frecuencia de registro:
V F,y En continuo Registro diario
NCV RG,F,y Mensual Registro del muestreo
mensual
EC PJ, j,y En continuo. Registro diario.
Calidad de los datos.
Debe garantizarse que los equipos de medida están adecuadamente instalados, calibrados y mantenidos, cumpliendo con los estándares de calidad estipulados anteriormente.
Debe tenerse en especial cuidado el seguimiento de los volúmenes de gas recuperado (punto F), así como en consumo eléctrico derivado de la actividad del proyecto (punto D). Los datos deben ser registrados en un fichero diario. Las desviaciones que puedan darse, deberán ser identificadas, así como explicar las posibles variaciones de la tendencia de los datos que pudiesen resultar. Esta actividad se realizará de manera mensual.
Por otra parte, como las proyecciones de la producción de crudo, el valor calorífico neto del gas, así como otros parámetros, conllevan un considerable grado de incertidumbre implícito, puesto que dependen de simulaciones en el yacimiento. Se deberán supervisar estos datos a posteriori, para ajustar las emisiones de referencia.
La DOE será la encargada de verificar los datos de producción y las estimaciones. Si estas difieren significativamente deberá probarse que no se debe a una causa intencionada.
Pérdida de datos.
En el caso de pérdida de datos o errores en los mismos, los registros podrán ser completados siguiendo la directiva 2003/87/CE de la Unión Europea, por la que se establece un régimen para el comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero.
El cálculo de los datos.
Deberán ser instalados todos los medidores necesarios, para garantizar el volcado de los registros mensuales a las hojas de cálculo correspondientes. De esta forma se actualizaran los datos referentes a BEy, PEy y ERy.
Archivo y registro de los datos.
Todos los datos serán archivados electrónicamente y guardados in situ. Asimismo se suministraran copias a los organismos correspondientes.
Datos de verificación.
sistema.
Mantenimiento y calibración.
Todos los equipos utilizados para las medidas, serán mantenidos y calibrados, acorde con las instrucciones del fabricante y las normativas que les apliquen. Deberá garantizar, la calidad de los datos y el nivel de incertidumbre en la medida. Se realizará un informe anual de los mismos.
Estructura de la gestión del plan de seguimiento.
La estructura de de la gestión estará en posesión de un responsable que deberá asegurar el correcto registro de los datos. Debiendo a su vez, informar del correcto cumplimiento del mismo.
Responsable: Tarea del monitoreo del MDL asignada:
Director general Aseguramiento de la implantación de los procedimientos de vigilancia.
Auditorias internas Responsable de
producción
Aseguramiento de Calidad
Informe de datos para la verificación Jefe de ingenieros Aseguramiento de Calidad
Archivo del histórico de los registros
Jefe de equipo Recolección de datos
3. Conclusiones
Aspectos económicos - Como muestra el análisis económico, el proyecto no es económicamente factible en el escenario de referencia. No es económicamente viable sin los ingresos procedentes de los CERs.
Las estimaciones de gastos utilizados en el análisis económico se consideran relativamente estables, y hay pocas posibilidades de variaciones sustanciales. Las inversiones de la actividad del proyecto, son mucho más costosas y requieren de una mayor tecnificación, que la quema del gas en las antorchas. La planificación de capital (CAPEX) es un costo prácticamente fijo. Los gastos de operación (OPEX) representan una variable más matizada, siendo el componente principal el costo del mantenimiento y las reparaciones necesarias.
Un riesgo de los resultados del proyecto es el relacionado con el funcionamiento de la infraestructura de gas. El procesado de gas se realiza en una planta, la cual ha tenido problemas de funcionamiento durante los últimos años, y que necesita de inversión. Deberá considerarse este punto, si bien es cierto, el interés de Libia para mejorar la infraestructura y gestión del gas.
En lo referente al precio del gas, decir que el gas es un producto altamente dependiente de las tasas de producción y comercialización del crudo. Los bajos precios del gas libio son debidos a la gran disponibilidad del recurso. Las previsiones del aumento del mercado del gas, sumadas al creciente interés de la NOC por erradicar la práctica de quema en antorcha, pueden aumentar el atractivo del proyecto en el futuro.
Por último, deben tenerse en cuenta los gastos derivados de puesta en marcha del proyecto MDL, así como otros posibles gastos, como tasas impositivas del país, regalías, etc.
Riesgos tecnológicos - Se consideran dentro de la norma, aunque el proyecto se encuentra en un área remota y difícil logísticamente. Los diseños de recuperación de gas de antorcha, no están normalizados y han de estudiarse caso por caso, su diseño e implantación. Este tipo de proyectos pueden presentar dificultades a la hora del control, validación y certificación. Aunque las exigencias de monitoreo se han simplificado en la metodología AM0009, desde la versión 1 a la versión 4 (versión vigente).
