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Nombre del proyecto: Proyecto de recuperación de gas de antorcha en una refineríaFecha: 07/03/11 Versión: 00
Informe elaborado por: Matteo Dei
INFORME DE ANALISIS DEL PROYECTO P04
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Informe elaborado por: Matteo Dei
Index
1.Introducción...................................................................................................................................3
2.Descripción del proyecto...............................................................................................................4
3.Análisis de viabilidad como MDL...................................................................................................7
4.Demostración de la adicionalidad e identificación del escenario base ........................................17
5.Metodología aplicable..................................................................................................................24
6.Análisis de riesgos y costes/beneficios ......................................................................................34
7.Conclusiones ..............................................................................................................................38
8.Bibliografía y otras fuentes..........................................................................................................40
Appendix 1 – Cálculo de reducción de emisiones
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1. Introducción
Alcance
El presente documento contiene un análisis preliminar que evalúa la viabilidad de registrar
un proyecto propuesto por el Cliente, Petroespaña, como Mecanismo de Desarrollo Limpio, en el
marco del Protocolo de Kioto.
Objetivos
Los principales objetivos del presente informe son los siguientes:
• evaluación de la viabilidad del proyecto propuesto como Mecanismo de Desarrollo Limpio
• demostración de la adicionalidad del proyecto
• identificación de una metodología aprobada aplicable al proyecto y aplicación de la misma
para el cálculo de reducción de emisiones
• realización de un análisis costes/beneficios e identificación de los principales riesgos.
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2. Descripción del proyecto
Situación actual
Petroespaña gestiona la refinería X, situada en el distrito de Ventanilla, provincia del
Callao, Perú. La refinería entró en operación en 1985 y cuenta con dos unidades de destilación
atmosférica de crudo, una de destilación a vacío, además de las siguientes plantas de conversión:
reformado catalítico, craqueo catalítico en lecho fluido (FCC), isomerización de pentanos/hexanos
y alquilación de butanos/butenos. También posee hidrodesulfuración para todos los productos
destilados. Se producen gas de refinería, GLP, naftas, gasolinas, diesel, fuelóleo, asfaltos y otros
productos. Posee una capacidad de producción de aproximadamente 110.000 barriles/día.
Durante el proceso de destilación de petróleo se producen gases residuales que, como
ocurre en la gran mayoría de las instalaciones de refino de petróleo, se queman en antorcha.
Durante la incineración, se utiliza vapor generado en una caldera para evitar la producción de
humo. En la refinería X el gas residual ha sido quemado en antorcha desde la entrada en
operación de la instalación.
Propuesta de proyecto
Petroespaña está estudiando un proyecto que prevee dar un uso alternativo al gas residual
actualmente incinerado. Se trataría de recuperar el gas residual antes de que se queme en la
antorcha y utilizarlo como combustible alternativo con el fin de sustituir a los combustibles fósiles
habituales (gas natural y fuel oil) consumidos para la generación de calor de proceso dentro de la
refinería.
El sistema de recuperación de gas residual estaría ubicado en la línea de descarga del
gas, justo antes de la antorcha. Permitiría recoger el gas directo a la antorcha, comprimirlo y
enfriarlo antes de ser reutilizado en la refinería. El sistema consistiría de un conjunto de
compresores, un separador de tres fases (gas, líquido y sedimentos), un sistema de enfriamiento
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para el grupo de compresores y un sistema de recirculación interna, que se utiliza cuando la
cantidad de gas recuperado es inferior a la capacidad óptima del sistema (Figura 2.1).
El esquema de funcionamiento es el siguiente. En cuanto la presión del cabezal de
antorcha alcanze un determinado valor de umbral, los compresores de anillo líquido empiezan a
comprimir el gas residual. Los compresores utilizan un líquido de operación, normalmente agua,
que se mantiene frío a través de un intercambiador de calor para controlar la temperatura de
descarga del gas. Los compresores descargan el gas en un separador de tres fases que separa la
fase líquida del gas residual, y luego los hidrocarburos condensados del líquido de operación
(Fisher & Brennan 2002).
En el caso de que todos los compresores trabajen al máximo de su capacidad y el caudal
de gas en la línea de descarga siga aumentando, el gas empiezaría a pasar a través del sello
líquido y dirigirse a la antorcha. Así pues, se mantendría la función de seguridad ejercida por la
antorcha en caso de eventos imprevistos o situaciones de emergencia.
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Figure 2.1. Esquema de funcionamiento del sistema de recuperación de gas residual (John Zink
2011).
La tecnología para implementar el proyecto no está disponible en Perú ni en algún otro
país de Sudamérica, y sería suministrada por John Zink Company LLC, una empresa con sede en
Tulsa, Oklahoma, United States of America. Así pues, se importarían de EEUU todos los equipos
y materiales necesarios, además del personal técnico preciso. En los años siguientes a la
instalación del proyecto, se seguiría colaborando con John Zink para el suministro de asistencia
técnica y material de repuesto. Por otro lado, sería necesario formar al personal de Petroespaña
para que se encargue de la gestión de los varios componentes del proyecto.
Para conocer mayores detalles sobre la tecnología del proyecto se recomiendan las
siguientes fuentes informativas: Fisher & Brennan 2002, Peterson & al. 2007, Blanton 2010 y John
Zink 2011.
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3. Análisis de viabilidad como MDL
El Mecanismo de Desarrollo Limpio
El Mecanismo para un Desarrollo Limpio (MDL) fue aprobado por la Conferencia de las
Partes en Kioto, en diciembre de 1997 y está definido en el artículo 12 del Protocolo de Kioto
(1998). Regula las inversiones de un país incluido en el Anexo I (inversor) en un país no incluido
en el Anexo I (receptor), en proyectos de reducción de emisiones o de fijación de carbono. El
mecanismo prevee que los proyectos que conlleven reducción de emisiones en países no Anexo I
reciban en cambio Reducciones Certificadas de Emisiones (Certified Emission Reductions, o
CERs). Los CERs corresponden a una tonelada de CO2 cada uno y son utilizados por parte de los
países Anexo I para alcanzar sus compromisos de reducción de emisiones dimanantes del
Protocolo de Kioto. Además, se pueden comprar y vender, y por lo tanto equivalen a una fuente
de ingresos para los promotores de proyectos.
El MDL cumple con un triple objetivo: por un lado se concede flexibilidad al país inversor
para alcanzar sus propios compromisos de reducción y limitación de emisiones, por otro lado el
país en desarrollo recibe inversiones en proyectos basados en tecnologías limpias y, en tercer
lugar, se contribuye a alcanzar el objetivo último de la Convención de Cambio Climático: la
estabilización de las emisiones de gases de efecto invernadero (AA.VV. 2003).
El MDL está regido por las Partes del Protocolo a través de su órgano supervisor, la Junta
Ejecutiva del MDL, y las reducciones o absorciones conseguidas con la ejecución de los proyectos
serán verificadas y certificadas por Entidades Operacionales independientes (Designated
Operational Entity o DOE).
Operativo desde el principio de 2006, el mecanismo ha registrado más de 1.000 proyectos
y se estima que produzca CERs equivalentes a más de 2,7 billones de toneladas equivalentes de
CO2 en el primer periodo de compromiso del Protocolo de Kioto, 2008 – 2012 (UNFCCC 2010).
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Requisitos de países
Los países inversor y receptor están sometidos a unos requisitos para poder participar
según el esquema del MDL.
En relación al país inversor, se definen unos requisitos de participación y elegibilidad. Los
requisitos de participación hacen referencia a las condiciones que han de cumplir las Partes
incluidas en el Anexo I del Protocolo de Kioto para poder acceder a ejecutar los proyectos del
MDL, y los requisitos de elegibilidad, por su parte, definen las condiciones que han de cumplir
estas Partes incluidas en el Anexo I del Protocolo para tener derecho a utilizar los CERs (AA.VV.
2003).
En el caso del proyecto de Petroespaña, el país inversor sería España que es donde la
empresa tiene su sede. España es un país que cumple con todos los requisitos mencionados y
que ha aprobado numerosos proyectos de MDL a través de su Autoridad Nacional Designada
(Designated National Authority o DNA), representada por la Oficina Española de Cambio
Climático.
En relación al país receptor, se definen unos requisitos de participación que incluyen ser
Parte del Protocolo de Kioto, participar de manera voluntaria en el proyecto MDL y designar una
Autoridad Nacional para el MDL (AA.VV. 2003).
El país receptor sería Perú que cumple con todos estos requisitos. Tiene una DNA,
representada por el Ministerio de Medio Ambiente (MINAM), que ha sustituido en 2008 al Consejo
Nacional de Medio Ambiente (CONAM). Desde 2001 hasta 2009 se han aprobado 39 proyectos de
MDL en Perú, de los que 21 ya están registrados por la Junta Ejecutiva del MDL y 6 de ellos se
encuentran percibiendo los ingresos de los CERs (AA.VV. 2010). En conjunto representan una
reducción mayor a 67 millones de toneladas de CO2 equivalentes, siendo los proyectos más
frecuentes las centrales hidroeléctricas (60%), seguidos por los proyectos de cambio de
combustible (13%) y los de residuos sólidos (13%) (AA.VV. 2010). Perú tiene potencial para el
desarrollo del MDL en diversos sectores como el energético, industrial, de transporte, forestal y
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manejo de residuos, y está considerado como uno de los países más atractivos para la
negociación de los bonos de carbono a nivel mundial. En el último ranking de la revista “Point
Carbon”, publicado en octubre de 2009, el Perú se encuentra en el puesto número 6 del mundo,
avanzando 2 puestos respecto al reporte anterior (Point Carbon Research 2009).
Elegibilidad del proyecto
Los proyectos realizados bajo el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) han de cumplir los
requisitos señalados en el Protocolo de Kioto, ajustándose a los procedimientos y modalidades
recogidos en los Acuerdos de Marrakech, los criterios establecidos por el país receptor y el país
inversor y las disposiciones que desarrolla la Junta Ejecutiva del MDL (AA.VV. 2003).
En la tabla a continuación (Tabla 3.1) se listan todos los requisitos que un proyecto tiene
que satisfacer para poder ser amitido al registro como Mecanismo de Desarrollo Limpio y por cada
uno se evalúa el grado de cumplimiento relativo al proyecto de recuperación de gas residual de
Petroespaña.
Requisitos (AA.VV. 2003) Grado de cumplimiento
El desarrollo del proyecto será de manera voluntaria El proyecto se propone de forma voluntaria por parte de Petroespaña.
Los gases objeto de los proyectos serán los indicados en el Anexo A del Protocolo de Kioto, es decir: Dióxido de Carbono (CO2), Metano (CH4), Óxido Nitroso (N2O), Hidrofluorocarbonos (HFC), Perfluorocarbonos (PFC) y Hexafluoruro de Azufre (SF6).
El gas objeto del proyecto es Dióxido de Carbono (CO2), como se detalla en el apartado 5.
La reducción de las emisiones debe tener su origen en el proyecto y ha de ser adicional a las que se producirían en ausencia del proyecto MDL.
El proyecto genera una reducción en las emisiones de CO2, como se detalla en el apartado 5.
El proyecto deberá conseguir beneficios reales, mensurables y a largo plazo en relación con la mitigación del cambio climático. Las reducciones de las emisiones han de poder cuantificarse y necesitan ser verificadas y certificadas por una DOE.
El proyecto genera una reducción en las emisiones de CO2, como se detalla en el apartado 5. Las emisiones serán validadas y verificadas por unas DOEs.
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Requisitos (AA.VV. 2003) Grado de cumplimiento
El proyecto debe contribuir, en todo caso, al desarrollo sostenible del país huésped receptor del mismo, que tiene que aprobarlo.
El proyecto conlleva una transferencia de tecnología de un país desarrollado (EEUU) a un país en vía de desarrollo (Perú), y promueve una reducción en las emisiones de CO2 en este último.
El proyecto no debe acarrear impactos negativos desde el punto de vista ambiental, pudiendo exigir el país receptor de la inversión la correspondienteevaluación de impacto ambiental de conformidad con su legislación interna.
El proyecto conlleva un ahorro en combustibles y una reducción en las emisiones de CO2. No se preveen impactos significativos al medio ambiente.
El desarrollo del proyecto velará por la correspondiente transferencia de tecnología y de conocimientos, ecológicamente inocuos y racionales.
El proyecto conlleva una transferencia de tecnología y conocimiento de un país desarrollado (EEUU) a un país en vía de desarrollo (Perú).
Si un proyecto está financiado con recursos públicos procedentes de un país Anexo I, se debe declarar que dicha financiación no es una desviación de loscapítulos de la ayuda oficial al desarrollo.
No aplicable.
El proyecto deberá tener un periodo de acreditación limitado establecido por el participante en el proyecto.
Petroespaña eligirá un periodo de acreditación para el proyecto.
Los proyectos de energía nuclear no se permiten, aunque la redacción de los Acuerdos de Marrakech es un tanto ambigua y no se prohíben de maneracategórica.
No aplicable.
Los proyectos de forestación y reforestación se admiten con un límite del 1% de las emisiones del año base del país Anexo I.
No aplicable.
Tabla 3.1. Requisitos de elegibilidad proyecto y grado de cumplimiento.
Como se deduce del apartado anterior sobre los requisitos de los países y de la Tabla 3.1,
el proyecto propuesto por Petroespaña satisface todos los requisitos y se puede considerar
elegible para ser presentado como proyecto MDL.
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Ciclo de proyecto del MDL
Además de los requisitos de elegibilidad descritos anteriormente, los proyectos MDL tienen
que ser aprobados a través de un procedimiento de registro riguroso y público, supervisado por la
Junta Ejecutiva. Este procedimiento tiene el objetivo de asegurar que las reducciones de
emisiones sean reales, medibles y verificables, y que sean adicionales a la situación que hubiera
ocurrido sin el proyecto.
El ciclo del proyecto MDL se puede dividir en dos fases principales: una primera,
consistente en el diseño del proyecto MDL, y una segunda, consistente en la ejecución física del
proyecto.
La primera fase consiste en la elaboración del documento del proyecto (PDD) por parte del
promotor del proyecto y en la aprobación del mismo por parte de las Autoridades Nacionales del
país inversor (Anexo I) y del país receptor (no Anexo I). Además incluye una validación del
documento por parte de una Entidad Operacional Designada (DOE) y, en caso de aceptación
positiva, el registro como proyecto MDL por parte de la Junta Ejecutiva.
La segunda fase, que ocurre una vez que el proyecto haya sido implementado, incluye la
aplicación de un plan de seguimiento, la verificación del seguimiento por parte de una DOE,
diferente de la primera, y, en caso positivo, la certificación de reducción de emisiones y
transferencia de CERs al registro de participantes.
El ciclo de proyecto MDL está resumido en el diagrama abajo (Figura 3.1).
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Figura 3.1. Diagrama general del ciclo de proyecto MDL (AA.VV. 2003).
Fase de diseño del proyecto
Una vez que un promotor haya identificado un proyecto potencial y esté convencido de su
viabilidad, el primer paso es la elaboración del documento de proyecto (PDD). En este documento
se describe en detalle el proyecto, incluyendo una descripción general, la metodología aplicada
para calcular la base de referencia, la determinación del periodo de duración del proyecto y del
periodo de acreditación seleccionado, el análisis de las repercusiones ambientales, el plan y
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metodología de seguimiento de las emisiones y/o absorciones generadas, los cálculos de
emisiones, y las observaciones de los interesados (AA.VV. 2003). Para completar esta fase
preliminar, el promotor debe solicitar la aprobación del proyecto a las Autoridades Nacionales
Designadas (DNAs) del país de origen y del país receptor.
La validación es el procedimiento de evaluación independiente de un proyecto por parte de
una Entidad Operacional Designada (DOE), según unos criterios establecidos por la normativa del
MDL. El promotor tendrá que contactar una DOE entre una lista de empresas acreditadas y
entregarle el PDD y los documentos de aprobación de las DNAs. La DOE se ocupará de examinar
la documentación, confirmar si se cumplen los requisitos generales del MDL y, si procede, solicitar
el registro a la Junta Ejecutiva a través de un informe de validación.
Una vez recibido el informe de validación, la Junta revisa la documentación y, si procede,
añade el proyecto al registro MDL. En el caso de que el procedimiento de validación o registro
dieran un resultado negativo, la DOE o la Junta notificarían al promotor sus decisiones y
motivaciones. El promotor tendría la posibilidad de volver a presentar el PDD, tras incluir las
modificaciones necesarias.
Como mínimo la fase de diseño del proyecto dura entre 10 y 14 meses, como indicado en
la Figura 3.2 abajo. Este plazo es puramente indicativo debido a que puede variar mucho, según
los recursos del promotor, la necesidad de presentar una nueva metodología, el plazo de
aprobación de las DNAs, el eventual rechazo del PDD por parte de la DOE o de la Junta, etcetera.
De hecho, de una muestra de 17 proyectos registrados en Peru entre 2005 y 2009, resulta que
estos plazos teóricos difieren bastante de lo que ha ocurrido realmente. La diferencia principal se
encuentra en la realización del PDD que parece requerir varias modificaciones hasta que se
apruebe: el tiempo que transcurre desde la primera versión hasta la definitiva suele ser de dos o
tres años para la mayoría de proyectos, con un mínimo de uno a un máximo de cuatro años. Para
la validación del proyecto, en la mayoría de los casos suelen pasar pocos meses desde la
presentación de la versión definitiva del PDD hasta la solicitud de registro de la DOE, aunque
existe algún caso donde este tiempo se alarga a 1-3 años. Por último, el tiempo necesario al
registro a partir de la presentación de la solicitud por parte de la DOE suele ser de 3-6 meses.
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Figura 3.2. Cronograma indicativo de la fase de diseño del proyecto (en meses).
Fase de operación del proyecto
La fecha de activación del proyecto corresponde al momento en el que el proyecto
empieza a funcionar, tras su implementación en un determinado emplazamiento. En el caso del
proyecto de Petroespaña correspondería a cuando el sistema propuesto empieze a recuperar el
gas residual en la refinería X.
Existe una importante diferencia entre la duración del proyecto y el periodo de acreditación.
La primera es el tiempo durante el que se ejecuta la actividad de proyecto. En el caso del proyecto
de Petroespaña, se puede suponer que el proyecto dure hasta que siga en función la refinería y
se puede estimar en un tiempo mínimo de 15-20 años. El periodo de acreditación es el periodo de
tiempo durante el cual se podrán generar los CERs procedentes de la actividad de proyecto. Este
periodo se establece, según los acuerdos de Marrakech, siguiendo uno de los criterios siguientes:
• un máximo de siete años, renovable como máximo dos veces, siempre que, para cada
renovación, una DOE determine si todavía es válida la base de referencia original del
proyecto o si ha sido actualizada teniendo en cuenta nuevos datos, cuando proceda, e
informe de ello a la Junta Ejecutiva.
• un máximo de diez años sin opción de renovación (AA.VV. 2003).
El promotor es libre de elegir uno u otro de los dos criterios y establecer por lo tanto el periodo de
acreditación. En todo caso, para que un proyecto pueda recaudar CERs, tendrá que estar activo y
registrado como MDL.
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1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12Preparación del PDDAprobación de DNA país de origenAprobación de DNA país receptorSolicitud comentarios grupos de interésValidaciónRegistro
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En cuanto empieze el periodo de acreditación, el promotor tiene que aplicar el plan de
seguimiento que se describe en el PDD del proyecto. La finalidad del plan de seguimiento es
comunicar las reducciones por las fuentes de los gases de efecto invernadero resultantes del
proyecto, que se recogen en un informe de seguimiento. El promotor entrega el informe a una
DOE, diferente de la que haya llevado a cabo la validación.
Tras recibir el informe de seguimiento, la DOE se ocupa de efectuar la verificación, que
consiste en el examen periódico independiente y la determinación a posteriori de las reducciones
observadas de las emisiones antropógenas por las fuentes de los gases efecto invernadero que
se hayan producido como resultado del proyecto del MDL registrado. Seguidamente, si procede,
realiza la certificación que es la confirmación por escrito de que, durante un periodo determinado,
un proyecto ha conseguido las reducciones de emisiones por las fuentes que se han verificado
(AA.VV. 2003).
El informe de certificación de la DOE constituye una solicitud a la Junta Ejecutiva de
expedición de CERs, equivalentes a las reducciones de las emisiones que se hayan verificado. El
administrador del registro del MDL, una vez que reciba la instrucción de la Junta Ejecutiva, expide
sin dilación la cantidad especificada de CERs y la abona a las cuentas de los registros de las
Partes y a los participantes en el proyecto, según lo especificado en su solicitud. El 2% de los
CERs que se transfieren a las cuentas del registro de MDL se destinan a cubrir los costes
administrativos y costes de adaptación de los países en desarrollo (AA.VV. 2003).
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4. Demostración de la adicionalidad e identificación del escenario base
Adicionalidad
Uno de los criterios fundamentales previstos por el MDL es que las actividades de proyectos
sean adicionales, es decir que produzcan una reducción de emisiones que no ocurriría en su
ausencia.
Para demostrar la adicionalidad de un proyecto existen dos herramientas parecidas (CDM
Executive Board 2008a y 2008b) que se basan en un procedimiento estructurado en distintas
fases:
• Step 1: Identificación de alternativas a la actividad de proyecto
• Step 2: Análisis financiero
• Step 3: Análisis de barreras
• Step 4: Análisis de la práctica común
Este procedimiento además permite identificar el escenario base, que es un elemento clave
para el cálculo de reducción de emisiones, como se detalla en el apartado 5.
Step 1: Identificación de alternativas legales
Sub-step 1a: Identificación de alternativas
Las herramientas de adicionalidad preveen identificar alternativas realísticas y creíbles a la
actividad de proyecto (CDM Executive Board 2008a y 2008b). Estas alternativas tienen que ser al
alcance del promotor de proyecto y suministrar productos o servicios comparables con los del
proyecto propuesto.
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Como propuesto por la metodología AM0055, que se detalla en el apartado 5, se utiliza una
matriz donde se ponen, en un lado, todos los posibles usos del gas residual, indicados con la letra
W, y por otro, las posibles formas de generación de calor, indicados con la letra H (Tabla 4.1). De
la combinación de estas alternativas se identifican varios escenarios posibles (Tabla 4.2).
Generación de calor
Uso de gas residual H1: Proyecto sin MDL H2: Combustible fósil
W1: Venteo - Escenario 3
W2: Incineración con antorcha - Escenario 2
W3: Recuperación y venta - Escenario 4
W4: Recuperación y generación calor
Escenario 1 -
W5: Recuperación y generación electricidad
Escenario 5
Tabla 4.1. Matriz de generación de escenarios.
Escenario Descripción
1 Actividad de proyecto realizada sin el registro como MDL. Recuperación de gas residual para la generación de calor de proceso.
2 Business as usual. Incineración de gas residual.
3 Venteo de gas residual.
4 Recuperación y venta de gas residual como combustible.
5 Recuperación gas residual para producción de energía eléctrica.
Tabla 4.2. Escenarios identificados.
Sub-step 1b: Cumplimiento con normativa vigente
Una vez identificados los escenarios posibles, se tiene que evaluar su cumplimiento con la
normativa vigente. De los escenarios listados en la Tabla 5.2, todos cumplen con la legislación a
parte el Escenario 3, pues el venteo de gas residual a la atmósfera está prohibido en Perú, como
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comunicado por Petroespaña. Por lo tanto el Escenario 3 no puede considerarse una alternativa
realística a la actividad de proyecto y se descarta de los análisis sucesivos.
Step 3: Análisis de barreras
Puesto que las herramientas de adicionalidad dejan la posibilidad de elegir si aplicar uno o
ambos de los análisis financiero y de barreras (Step 2 y 3), y en qué orden (CDM Executive Board
2008a y 2008b), se decide realizar primero un análisis de barreras (Step 3) y luego un análisis
financiero (Step 2).
Sub-step 3a: Identificación de barreras a la actividad de proyecto
La actividad de proyecto está sometida a varias barreras de tipo tecnológico que podrían
impedir o dificultar su implementación:
• Ausencia de un proveedor local de los equipos y materiales necesarios
• Ausencia de expertos y técnicos formados locales
• Riesgos asociados a la implementación por primera vez de la tecnología del proyecto en
Perú (“first of its kind”).
La documentación a soporte de estas barreras se detallan en el apartado “Análisis de
práctica común” abajo.
Sub-step 3b: Identificación de alternativas al proyecto no sometidas a las barreras
Una vez identificadas las barreras, se tiene que demostrar que por lo menos uno de los
escenarios alternativos al proyecto no está sometido a tales barreras. La actividad de proyecto sin
MDL (Escenario 1) se excluye de este análisis, puesto que se le aplican las mismas barreras que
al actividad de proyecto.
El Escenario 2, que prevee el mantenimiento de la situación actual en la refinería con
incineración del gas residual en antorcha, no está sometido a ninguna barrera, pues es la solución
que históricamente ha sido implementada de manera prevalente en las refinerías de todo el
mundo y corresponde a la práctica común en Perú (ver “Análisis de práctica común” abajo). Su
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amplia adopción demuestra que es una tecnología que se puede utilizar sin particulares
dificultades o riesgos, y por la cual existe personal adecuadamente formado.
El Escenario 4, que prevee la recuperación y venta del gas residual, está sometido a una
barrera tecnológica prohibitiva: el gas residual se produce en una cantidad y calidad
extremadamente variables y por lo tanto no puede pasar unos estándares mínimos para ser
comercializado como producto, según informa Petroespaña. El Escenario 4 no puede considerarse
una alternativa realística a la actividad de proyecto y se descarta de los análisis sucesivos.
El Escenario 5, que prevee la recuperación del gas residual para generación de electricidad
(como sugerido en AA.VV. 1994), está sometido a barreras tecnológicas y económicas
prohibitivas, puesto que en la refinería falta toda la infraestructura necesaria a la generación de
electricidad, según informa Petroespaña. El Escenario 5 no puede considerarse una alternativa
realística a la actividad de proyecto y se descarta de los análisis sucesivos.
En conclusión, tras el análisis de barreras, el Escenario 2 es la única alternativa posible a la
actividad de proyecto, además de la actividad de proyecto sin MDL. Siendo la única alternativa, el
Escenario 2 corresponde también al escenario base (CDM Executive Board 2008b) y se utiliza
como tal para el cálculo de reducción de emisiones detallado en el Apartado 5.
Step 2: Análisis financiero
El objetivo del análisis financiero es demostrar que la actividad de proyecto no es:
a) la más atractiva económicamente o financiariamente; o
b) económicamente o financiariamente factible, sin los ingresos de los CERs.
Del análisis de inversión del proyecto realizado por Petroespaña, resulta que la TIR sin
considerar posibles ingresos adicionales derivados del MDL es del 18%. La tasa interna de corte
de la compañía es del 12%. El proyecto por lo tanto es económicamente rentable sin los ingresos
de los CERs y esto contraviene el objetivo b) del análisis financiero.
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Petroespaña informa además que el presupuesto del proyecto es de 12 millones de dólares
americanos y que el plazo de tiempo para recuperar la inversión es de 7 años. Esto significa que
el proyecto genera ingresos anuales en forma de ahorro de combustible, en media de 1,7 millones
de dólares, y que a partir del octavo año desde su implementación empieza a generar un beneficio
neto cada año. Comparando la actividad de proyecto con la única alternativa que queda
(Escenario 2), a lo largo de un periodo mínimo de 10 años (ver “Annex: Guidance on the
Assessment of Investment Analysis” en CDM Executive Board 2008a), se concluye que la
actividad de proyecto es la más atractiva económicamente, puesto que el Escenario 2 no permite
ahorrar combustible y no produce ningún ingreso. Así pues, el proyecto no alcanza tampoco el
objetivo a) del análisis financiero.
En conclusión, desde el punto de vista financiero, el proyecto no es adicional, puesto que es
rentable y corresponde a la solución más atractiva económicamente respecto a las alternativas
posibles.
Step 4: Análisis de la práctica común
Sub-step 4a: Identificación de actividades similares a la del proyecto
De documentación oficial de órganos gubernamentales de Perú (AA.VV. 2001), se han
identificado 7 refinerías en el país. La Pampilla pertenece a un consorcio donde la empresa
Repsol es socio mayoritario, Shiviyacu pertenece a Pluspetrol Peru Corporation, y las otras 5
pertenecen a Petroleos del Peru (Petroperu). Se ha recibido comunicación, de fuentes internas a
Repsol, que La Pampilla, que tiene el 50% del mercado de ventas en Perú, no posee un sistema
de recuperación de gas residual. John Zink, el proveedor de la tecnología para el proyecto de
Petroespaña y poseedor del 50-60% del mercado (CDM Executive Board 2010), ha suministrado
tecnología de recuperación de gases casi solamente en países desarrollados y nunca en Perú
(John Zink 2006). Información anecdótica suministrada por Petroespaña confirma la ausencia de
esta tecnología en el país.
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Nombre del proyecto: Proyecto de recuperación de gas de antorcha en una refineríaFecha: 07/03/11 Versión: 00
Informe elaborado por: Matteo Dei
No se han identificado pruebas de si sistemas similares hayan sido implementados en las
refinerías de Petroperu y Pluspetrol. Todavía, toda la información recogida y el carácter novedoso
de la tecnología, adoptada prevalentemente en países desarrollados, hace pensar que el proyecto
propuesto por Petroespaña sería el primero de su tipo en Perú.
Considerando la región sudamericana, existen dos proyectos de recuperación de gas residual
adoptados en refinerías en Argentina: uno fue implementado por Shell en la refinería Dock Sud en
1999 y otro fue implementado por YPF como MDL en 2010 en la refinería de La Plata (CDM
Executive Board 2010).
Sub-step 4b: Análisis de actividades similares
Excluyendo de este análisis el proyecto de La Plata, siendo un proyecto MDL, se presentan las
diferencias principales existentes entre el proyecto propuesto por Petroespaña y el proyecto de
Dock Sud de Shell.
El proyecto de Shell se realizó en 1999 antes de la grave crisis que golpeó la economía
argentina en 2001. Entonces el país era uno de los más desarrollados de la región y, sobre todo,
el cambio entre dólares americanos y pesos argentinos era de 1:1. Esto permise a Shell de
comprar la tecnología americana a un precio relativamente barato.
Perú es un país relativamente menos desarrollado de Argentina y tiene un cambio entre dólares
americanos y nuevo sol de 1:2,76. Esto significa que Petroespaña tendría que pagar la misma
tecnología a un precio casi tres veces superiores y, considerado que los ingresos son en la
moneda local, conseguiría un beneficio económico mucho más reducido. Esta es una diferencia
similar a la que tuvo que enfrentarse YPF para el proyecto de La Plata (con un cambio entre
dólares y pesos de 1:3), que de hecho se registró como MDL: evidentemente la Junta Ejecutiva
reconoció las diferencias existentes entre los dos proyectos y evaluó favorablemente la
adicionalidad del proyecto de La Plata.
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Nombre del proyecto: Proyecto de recuperación de gas de antorcha en una refineríaFecha: 07/03/11 Versión: 00
Informe elaborado por: Matteo Dei
Documentación necesaria
La identificación y recogida de toda la documentación necesaria a respaldar los análisis
financiero, de barreras y de práctica común está fuera del alcance de este informe. Puesto que la
presentación de esta información es un punto crítico para recibir la aprobación de las DOEs y de la
Junta Ejecutiva, se listan todos aquellos aspectos de los análisis que necesitan ulterior soporte
documental en la Tabla 4.3.
Aspecto Documentación necesaria
Ilegalidad venteo de gas residual Ley peruana correspondiente
Proveedor tecnología Información sobre los principales proveedores y ubicación geográfica de sus operaciones
Presencia tecnología en Perú Informacion sobre refinerías de Petroperu (directa o indirecta)
“ Confirmación escrita de la ausencia de tecnología en La Pampilla por parte de Repsol
“ Solicitud información actualizada a John Zink
Tabla 4.3. Documentación necesaria al registro del proyecto como MDL.
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Nombre del proyecto: Proyecto de recuperación de gas de antorcha en una refineríaFecha: 07/03/11 Versión: 00
Informe elaborado por: Matteo Dei
5. Metodología aplicable
Identificación de la metodología
A través de la página web oficial de las Naciones Unidas (UNFCCC 2010), se ha buscado
una metodología que pudiera aplicarse al proyecto propuesto por Petroespaña. Se han
identificado las siguientes metodologías:
• una metodología large-scale aprobada aplicable, la AM0055
• ninguna metodología consolidada aplicable
• una metodología propuesta aplicable, la NMO192 que es la versión provisoria de la
AM0055
• una metodología small-scale aprobada aplicable, la AMS-III.P
De esta lista resulta que existen solo dos metodologías aprobadas aplicables al proyecto, una
large-scale y otra small-scale. Como se detalla en el Appendix 1, el proyecto propuesto por
Petroespaña es large-scale en cuanto reduce más de 60.000 tCO2 equivalentes (Decision
4/CMP.1 2005). Por lo tanto, se decide aplicar la metodología AM0055.
Criterios de aplicabilidad
La metodología AM0055 describe unos criterios de aplicabilidad que determinan si la
misma es aplicable a un determinado proyecto. En la tabla a continuación (Tabla 5.1) se listan los
criterios y se demuestra el cumplimiento en relación con el proyecto de recuperación de gas
residual de Petroespaña.
Criterio (CDM Executive Board 2007) Cumplimiento
In absence of the project activity, based on historical data, waste gases from the refining facility,used by the project activity, were flared (not vented) for the last 3 years, prior to the start of theproject, or as long as the processing facility has been in operation.
Petroespaña asegura que el gas residual ha sido quemado en antorcha desde la entrada en operación de la refinería.
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Informe elaborado por: Matteo Dei
Criterio (CDM Executive Board 2007) Cumplimiento
The recovery device is placed just before the flare header(with no possibility of diversions of therecovered gas flow) and after all the waste gas generation devices.
El sistema de recuperación de gas residual se pondría justo antes del cabezal de antorcha de manera que se intercepta todo el gas residual producido y no se permiten desviaciones de flujo, como indicado en el esquema de proceso por John Zink (Figura 2.1) y confirmado por Petroespaña.
Recovered waste gases are used in the same refinery facility.
Petroespaña asegura que el gas recuperado será utilizado internamente.
The project activity does not lead to an increase the production capacity of the refinery facility.
El proyecto prevee exclusivamente una sustitución de combustible de manera que ni la cantidad de energía precisa ni la producción de productos de refineo cambiará con la implementación del proyecto.
Local regulations neither constrain the refinery facility from using the fossil fuels currently used inthe existing process nor require flaring of the recovered gas.
Petroespaña asegura que no existe ninguna legislación que imponga limitar o reducir el uso de combustibles fósiles en su refinería ni quemar el gas residual en antorcha. Un análisis incial de la legislación sectorial peruana confirma esta información.
Waste gas volume and composition are measurable. El volumen y composición del gas residual se pueden medir a través de la instrumentación en dotación a la refinería.
There should not be any addition of fuel gas or refinery gas in the waste gas pipeline between thepoint of recovery and the point where it is mixed in fuel gas system or used directly in elementprocess.
Petroespaña asegura que todo el gas residual recuperado sólo irá a la línea de fuel gas, donde el mismo se mezclará con otros combustibles gaseosos y se dirigirá a los equipos de generación de calor de proceso. Todo el gas recuperado será utilizado para la generación de calor de proceso, sin existir ninguna derivación adicional a otras operaciones.
Tabla 5.1. Criterios de aplicabilidad de la metodología AM0055.
De la anterior tabla se concluye que la metodología AM0055 es aplicable al proyecto
propuesto por Petroespaña.
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Nombre del proyecto: Proyecto de recuperación de gas de antorcha en una refineríaFecha: 07/03/11 Versión: 00
Informe elaborado por: Matteo Dei
La metodología se complementa con algunas Herramientas elaboradas por la Junta
Ejecutiva:
• Tool for the demonstration and assessment of additionality (CDM Executive Board 2008a)
• Combined tool to identify the baseline scenario and demonstrate additionality (CDM
Executive Board 2008b)
• Tool to calculate baseline, project and/or leakage emissions from electricity consumption
(CDM Executive Board 2008c)
Límites de proyecto
Al proyecto propuesto se aplican los límites previstos en la metodología AM0055 e
ilustrados en la Figura 5.1 abajo.
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Informe elaborado por: Matteo Dei
Figura 5.1. Límites de proyecto (CDM Executive Board 2007).
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Cálculo de reducción de emisiones
La reducción de emisiones de CO2 se calcula anualmente como la diferencia entre las
emisiones producidas en ausencia de la actividad de proyecto, o escenario base, y las emisiones
producidas por la actividad de proyecto. El escenario base se define como la situación que
ocurriría con más probabilidad si no se llevara a cabo la actividad de proyecto. Como se
demuestra en el apartado 4, el escenario base resulta ser el mantenimiento de la situación actual
(Escenario 2), es decir la incineración del gas residual en antorcha con producción de vapor y uso
de combustibles fósiles para la generación de calor de proceso.
Las emisiones del escenario base corresponden a la suma de las emisiones debidas al
uso de combustibles fósiles en ausencia de recuperación de gas residual (74.633 tCO2e/año) y
las emisiones debidas a la generación de vapor en el proceso de incineración en antorcha (1.503
tCO2e/año), equivalente a 76.136 tCO2e/año, como se demuestra en el Appendix 1.
Las emisiones de la actividad de proyecto corresponden a las emisiones debidas a la
generación de electricidad necesaria a la operación del sistema de recuperación de gas residual,
equivalente a 5.394 tCO2e/año, como se demuestra en el Appendix 1. Estas emisiones se
calculan según una herramienta específica (CDM Executive Board 2008c).
La reducción de emisiones resulta por lo tanto de 70.742 tCO2e/año.
Parámetros utilizados
A continuación se presenta una lista de los parámetros utilizados para el cálculo de
reducción de emisiones, indicando las fuentes de información y las suposiciones adoptadas para
obtener los valores.
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Parámetro Descripción (CDM Executive Board 2007)
Valor Fuentes y suposiciones
Qwgf Historic annual average amount of waste gas sent to the flares during the last three years before the project implementation minus amount of waste gas released due to emergencies or shutdown and amount of waste gas required to maintain the pilot flame.
15.452.000 Nm3 Media de las mediciones históricas de gas residual enviado a antorcha durante los años 2008, 2009 y 2010 (Petroespaña).
QwgA,y Volume of waste gas that will replace fossil fuel used for process heating, in year y measured at the point where waste gas is added in other fuel gases to be sent to element process(s).
15.452.000 Nm3 Puesto que todo el gas residual se utiliza para la generación de calor de proceso, sin desviaciones desde el sistema de recuperación hasta las calderas donde ocurre la combustión, se supone que todo el volumen de gas enviado anualmente a antorcha se pueda recuperar y utilizar en los procesos de refinería.
QwgB,y Total volume of waste gas in year y measured at the deviation(s) between the point A where waste gas is added in other fuel gases and the element process(s)
0 Nm3 Puesto que todo el gas residual se utiliza para la generación de calor de proceso, sin desviaciones desde el sistema de recuperación hasta las calderas donde ocurre la combustión, se supone que el volumen de gas desviado sea igual a cero.
QCRS System recovery capacity (Nm3/hr) multiplied by number of operating hours of waste gas recovery system in year y
17.000.000 Nm3 Calculado estimando un funcionamiento de 8.400 horas al año (Petroespaña).
LHVwg Lower heating value of waste gas recovered
0,07 GJ/Nm3 Medido a través de las cromatografías realizadas en los laboratorios de Petroespaña siguiendo normas internacionales.
EFphf_PR Average emission factor of the fossil fuels used in the project activity during the year y.
n/d El dato no es disponible antes de implementar el proyecto.
Efng,B,y Emission factor of natural gas in the fuel mix used in the last three years.
0,056 tCO2e/GJ Calculado multiplicando el factor de emisión de carbón del gas natural (0,0153 tC/GJ) por 44/12. El valor de factor de emisión de carbón deriva de IPCC 1996.
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Nombre del proyecto: Proyecto de recuperación de gas de antorcha en una refineríaFecha: 07/03/11 Versión: 00
Informe elaborado por: Matteo Dei
Parámetro Descripción (CDM Executive Board 2007)
Valor Fuentes y suposiciones
Effo,B,y Emission factor of fuel oil in the fuel mix used in the last three years.
0,077 tCO2e/GJ Calculado multiplicando el factor de emisión de carbón del fuel oil (0,021 tC/GJ) por 44/12. El valor de factor de emisión de carbón deriva de IPCC 1996.
%ECng,B,y Percentage by energy content of natural gas in the fuel mix used in the last 3 years to be replaced by waste gas in year y.
35% (Petroespaña)
%ECfo,B,y Percentage by energy content of fuel oil in the fuel mix used in the last 3 years to be replaced by waste gas in year y.
65% (Petroespaña)
ηphf,ng,BL Efficiency of representative element process using natural gas used in the baseline scenario.
91,9% Opción 1 – Valor de eficiencia máxima suministrado por fabricante.
ηphf,fo,BL Efficiency of representative element process using fuel oil used in the baseline scenario.
92,8% Opción 1 – Valor de eficiencia máxima suministrado por fabricante.
ηwg,PR Efficiency of representative element process using waste gas in the project scenario that replaces the other fossil fuels that were used in the baseline scenario
91,5% Opción 1 – Valor de eficiencia mínima suministrado por fabricante. El dato es una estimación conservativa (Petroespaña).
dwg Density of waste gas recovered 0,00124 t/Nm3 (Petroespaña)
fst/wg Ratio of steam to waste gas combusted in the flares
0,35 Según datos del periodo 2008-2010 (Petroespaña)
Hst Steam energy content 2,897 GJ/t steam
(Petroespaña)
effst Boiler efficiency 100% Estimación conservativa.
Efst,y Emission factor of fuel oil used for steam generation
0,077 tCO2e/GJ Calculado multiplicando el factor de emisión de carbón del fuel oil (0,021 tC/GJ) por 44/12. El valor de factor de emisión de carbón deriva de IPCC 1996.
Tabla 5.2. Parámetros utilizados para el cálculo de emisiones del escenario base.
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Nombre del proyecto: Proyecto de recuperación de gas de antorcha en una refineríaFecha: 07/03/11 Versión: 00
Informe elaborado por: Matteo Dei
Parámetro Descripción (CDM Executive Board 2008c)
Valor Fuentes y suposiciones
ECPJ,y Quantity of electricity consumed by the project electricity consumption source in year y
7.250 MWh/yr (Petroespaña).
EFEL,y Emission factor for electricity generation in year y
0,62 tCO2/MWh Opción A1 de la Herramienta 05. Esta opción prevee calcular el factor de emisión de margen combinado pero, debido a la complejidad del cálculo, se ha preferido utilizar el valor máximo del factor de emisión de margen combinado para Perú según el IGES (IGES 2011). Escogiendo el valor máximo en vez del valor medio, el dato es conservativo.
TDLy Average technical transmission and distribution losses for providing electricity in year y
20% Valor de default propuesto por la Herramienta 05 (CDM Executive Board 2008c).
Tabla 5.3. Parámetros utilizados para el cálculo de emisiones de la actividad de proyecto.
Plan de seguimiento
La metodología AM0055 prevee la realización de un plan de seguimiento en base al cual
se calculan las emisiones efectivamente reducidas tras la implementación del proyecto. El plan
requiere el seguimiento y medición de los siguientes parámetros:
• el volumen y composición del gas residual recuperado
• la cantidad de energía consumida por la actividad de proyecto
• datos necesarios a calcular los factores de emisiones de la electricidad usada en el
proyecto
• datos necesarios a calcular los factores de emisiones de combustibles fósiles usados para
el calor de proceso y generación de vapor en la refinería
• datos necesarios a asegurar que el gas recuperado haya sido efectivamente utilizado para
la generación de calor.
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Nombre del proyecto: Proyecto de recuperación de gas de antorcha en una refineríaFecha: 07/03/11 Versión: 00
Informe elaborado por: Matteo Dei
La Tabla 5.4 indica los parámetros a monitorizar.
Parámetro Descripción Tipo de medición Frecuencia de medición
LHVwg Lower heating value of waste gas recovered
Cromatografía realizada en laboratorio según estándar internacional.
Una vez a la semana mínimo
dwg Density of waste gas recovered
Cromatografía realizada en laboratorio según estándar internacional.
Una vez a la semana mínimo
effst Boiler efficiency A través de medición directa o con datos de fabricante
Anualmente
ηwg,PR Efficiency of representative element process using waste gas in the project scenario that replaces the other fossil fuels that were used in the baseline scenario
A través de medición directa o con datos de fabricante
EFng,P,y Emission factor of natural gas in the fuel mix replaced by waste gas during project activity in year y
Cromatografía realizada en laboratorio según estándar internacional.
Anualmente
EFfo,P,y Emission factor of fuel oil in the fuel mix replaced by waste gas during project activity in year y
Cromatografía realizada en laboratorio según estándar internacional.
Anualmente
%ECng,P,y Percentage of natural gas in the fuel mix used in project activity in year y expressed as by energy content.
Medición de los caudales de flujo de cada combustible.
Anualmente
%ECfo,P,y Percentage of fuel oil in the fuel mix used in project activity in year y expressed as by energy content.
Medición de los caudales de flujo de cada combustible.
Anualmente
QwgA,y Volume of waste gas that will replace fossil fuel used for process heating, in year y measured at the point where waste gas is added in other fuel gases to be sent to element process(s).
Medición de caudal in situ. Continuamente
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Nombre del proyecto: Proyecto de recuperación de gas de antorcha en una refineríaFecha: 07/03/11 Versión: 00
Informe elaborado por: Matteo Dei
Parámetro Descripción Tipo de medición Frecuencia de medición
QwgB,y Total volume of waste gas in year y measured at the deviation(s) between the point A where waste gas is added in other fuel gases and the element process(s)
Medición de caudal in situ. Continuamente
Tabla 5.4. Parámetros a monitorizar.
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Nombre del proyecto: Proyecto de recuperación de gas de antorcha en una refineríaFecha: 07/03/11 Versión: 00
Informe elaborado por: Matteo Dei
6. Análisis de riesgos y costes/beneficios
Riesgos
En la Tabla 6.1 se identifican algunos de los riesgos principales asociados con el procedimiento
de registro del proyecto de Petroespaña como MDL y se evalúan de manera indicativa, aportando
las debidas justificaciones.
Riesgo Evaluación Justificación
Proyecto no aprobado por DNA
Limitado Las DNAs de España y Perú han aprobado numerosos proyectos MDL. Respecto a las DOEs o la Junta Ejecutiva, las DNAs no intervienen en temas técnicos y su aprobación es más una cuestión formal.
Proyecto no aprobado por DOE o Junta Ejecutiva
Elevado El proyecto no es adicional desde un punto de vista económico (Apartado 4) y esto puede causar el rechazo del proyecto por parte de la DOE (durante la validación) o de la Junta Ejecutiva (antes del registro). La adicionalidad tiene que ser comprobada exclusivamente con el análisis de barreras, lo que es complicado debido a la escasez de información publicada relevante.
Alargamiento de los plazos
Moderado Como se detalla en el Apartado 3, existe una buena probabilidad que se alarguen los plazos mínimos de registro del proyecto. La causa principal está asociada con la elaboración del PDD y aprobación del mismo por la DOE. Tal situación conllevaría un aumento de los costes, aunque probablemente dentro de las estimaciones máximas indicadas en la Tabla 6.2.
Verificación negativa Limitado La verificación es negativa cuando el plan de seguimiento establecido en el PDD no se aplica correctamente. La aplicación del plan todavía depende en gran medida del promotor de proyecto y se supone que no conlleve particulares dificultades.
Cambio de variable o suposición incorrecta
Moderado Alguna de las variables (normativa vigente, contexto político-económico de Perú, precio del CER, etc.) puede cambiar o alguna de las suposiciones (ausencia de tecnología de proyecto en el país, parámetro de cálculo de emisiones, etc.) puede resultar incorrecta. En ambos casos, se estima que la probabilidad que un tal suceso ocurra y tenga un impacto importante sobre el registro del proyecto sea baja.
Tabla 6.1. Principales riesgos asociados al registro del proyecto.
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Nombre del proyecto: Proyecto de recuperación de gas de antorcha en una refineríaFecha: 07/03/11 Versión: 00
Informe elaborado por: Matteo Dei
Costes
Los costes asociados al registro del proyecto propuesto por Petroespaña se estiman en la
siguiente tabla (Tabla 6.2), adaptada de UNEP 2006. Los totales son estimaciones conservativas.
Los costes se concentran sobre todo en la fase de diseño del proyecto, antes de que empieze el
periodo de acreditación, como se enseña en la Figura 6.1.
Actividad Tipo de coste Coste (US$)
Fase de diseño
Estudio de factibilidad inicial Tarifa de consultoría o coste interno 5.000 - 30.000
Project Design Document (PDD) Tarifa de consultoría o coste interno 15.000 - 100.000
Validación Tarifa DOE 8.000 – 80.000
Tasa de registro Tarifa Junta Ejecutiva 87.500 - 125.000
Total fase de diseño 335.000 (max)
Fase de operación
Tarifa Fondo Adaptación UN Tarifa Junta Ejecutiva 22.000 (2% CERs)
Verificación inicial Tarifa DOE 5.000 - 30.000
Verificación periódica (anual) Tarifa DOE 5.000 - 25.000
Total fase de operación (anual) 52.000 (max)
Tabla 6.2. Costes asociados al registro del proyecto como MDL.
Beneficios
Las ventajas aportadas por el registro de un proyecto como MDL pueden ser multiples,
incluyendo beneficios de imagen y de publicidad. En particular, los beneficios económicos
corresponden a los ingresos derivados de los CERs, como se detalla en la Tabla 6.3. La cantidad
de emisiones reducidas cada año se detalla en el Apartado 5. El precio utilizado para los CERs se
refiere a un valor actual, todavía es variable y se tiene que considerar como puramente indicativo.
El periodo mínimo de recaudación de CERs es de 7 años como indicado en el Apartado 3.
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Nombre del proyecto: Proyecto de recuperación de gas de antorcha en una refineríaFecha: 07/03/11 Versión: 00
Informe elaborado por: Matteo Dei
Parámetro Valor
Reducción de emisiones anual 70.742 tCO2e
Precio actual CER (equivalente a 1 tCO2e) 15,41 $
Ingresos anuales CERs 1.090.314 $
Ingresos CERs en un periodo de acreditación mínimo de 7 años 7.632.201 $
Tabla 6.3. Beneficios económicos asociados al registro del proyecto como MDL.
Figura 6.1. Gráfico de las estimación de costes y beneficios del proyecto propuesto durante un
periodo mínimo de acreditación de 7 años.
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2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 20200
200000
400000
600000
800000
1000000
1200000
Costes/beneficios
IngresosCostes
Años
US
$
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Periodo de acreditación
Como descrito en el Apartado 3, existen dos tipos de periodos de acreditación que el promotor
puede elegir: uno de 7 años con posibilidad de renovación hasta un máximo de dos veces,
alcanzando un total de 21 años; y otro de 10 años sin posibilidad de renovación.
A los 7 años de su implementación, el proyecto será ya ampliamente rodado, con muchos
meses de funcionamiento acumulados, y empiezará a generar ingresos netos anuales. En ese
momento la mayor parte de los riesgos y barreras asociados con la adopción de la tecnología en
Perú se habrán superado. Esto significa que será muy dificil demostrar la adicionalidad del
proyecto y la probabilidad que se renove el periodo de acreditación para otros 7 años será muy
escasa.
Se considera por lo tanto que un periodo de acreditación de 10 años sin necesidad de
renovación sea el más adecuado para maximizar los beneficios económicos del proyecto.
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Nombre del proyecto: Proyecto de recuperación de gas de antorcha en una refineríaFecha: 07/03/11 Versión: 00
Informe elaborado por: Matteo Dei
7. Conclusiones
A conclusión del informe y de los análisis llevados a cabo se pueden identificar los
siguientes aspectos:
• El proyecto propuesto por Petroespaña es elegible como MDL.
• El proyecto está sometido a barreras de tipo tecnológico que podrían ser aliviadas con los
ingresos derivados de los CERs y es probable que sea el primero de su tipo en Perú. Es
necesario recoger más información para asegurarse sobre la ausencia de la tecnología de
proyecto en el país y aportar más pruebas documentales.
• El proyecto no es adicional desde un punto de vista económico. Esto representa el aspecto
de más impacto negativo sobre las posibilidades de registro del proyecto.
• La demostración de adicionalidad se tiene que basar exclusivamente en el análisis de
barreras. Existe la posibilidad que la Junta Ejecutiva considere que el proyecto no necesite
los ingresos de los CERs, siendo rentable y factible por sí solo, y que el análisis de
barreras no sea suficiente para motivar la adicionalidad del proyecto. Todavía se considera
más probable que la Junta tenga una postura favorable al registro del proyecto, puesto
que:
− el procedimiento de demostración de adicionalidad prevee la posibilidad de que un
proyecto sea registrado aunque rentable, utilizando solo el análisis de barreras.
− la práctica común demuestra que la tecnología del proyecto no se ha adoptado en
el país, a pesar de su capacidad de generar ingresos.
− en la región se ha registrado como MDL otro proyecto (refinería La Plata,
Argentina) en condiciones muy similares, creando un precedente favorable.
• El procedimiento de registro presenta otros riesgos de baja/moderada entidad.
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Nombre del proyecto: Proyecto de recuperación de gas de antorcha en una refineríaFecha: 07/03/11 Versión: 00
Informe elaborado por: Matteo Dei
• El análisis costes/beneficios es muy favorable, justificando la adopción del riesgo de
inversión inicial (estimable en 200.000 US$) con el objetivo de conseguir los significativos
ingresos derivados de los CERs.
• Se aconseja elegir un periodo de acreditación de 10 años, puesto que la renovación del
mismo parece muy improbable.
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Informe elaborado por: Matteo Dei
8. Bibliografía y otras fuentes
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40
Nombre del proyecto: Proyecto de recuperación de gas de antorcha en una refineríaFecha: 07/03/11 Versión: 00
Informe elaborado por: Matteo Dei
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