CÁLCULO DE HUELLA DE CARBONO DE …api.eoi.es/api_v1_dev.php/fedora/asset/eoi:80451/EOI... ·...

2015

VERONICA MERCADO LEIGUE

DIANA RODRÍGUEZ JIMÉNEZ

TUTORAS

CAROLINA IBAÑEZ

ELENA MARÍN

MÁSTER PROFESIONAL EN INGENIERÍA Y

GESTIÓN MEDIOAMBIENTAL

ESCUELA DE ORGANIZACIÓN INDUSTRIAL

2015

CÁLCULO DE HUELLA DE CARBONO DE PRODUCTOS TERMINADOS EN YACIMIENTOS PETROLIFEROS FISCALES BOLIVIANOS -YPFB.

CÁLCULO DE HUELLA DE CARBONO DE PRODUCTOS TERMINADOS EN YACIMIENTOS PETROLIFEROS FISCALES BOLIVIANOS -YPFB.

.

VERONICA AIDEE MERCADO LEIGUE

DIANA CECILIA RODRÍGUEZ JIMÉNEZ

ESCUELA DE ORGANIZACIÓN INDUSTRIAL

MÁSTER PROFESIONAL EN INGENIERÍA Y GESTIÓN MEDIOAMBIENTAL

MADRID

2015

ÍNDICE

RESUMEN .................................................................................................................... 1

INTRODUCCIÓN .......................................................................................................... 2

OBJETIVO .................................................................................................................... 3

1. MARCO TEORICO ............................................................................................... 4

1.1 INTRODUCCIÓN AL CAMBIO CLIMATICO ........................................................ 4

1.1.1 Protocolo de Kyoto ....................................................................................... 4

1.1.2 Componentes del Inventario de Gases de Efecto Invernadero ..................... 4

1.2 FUENTES DE EMISIONES DE GASES DE EFECTO INVERNADERO EN LA

INDUSTRIA DEL PETROLEO. ................................................................................. 6

1.3 BENEFICIOS DE CALCULAR LA HUELLA DE CARBONO DE UN PRODUCTO

................................................................................................................................. 7

1.4 MARCO NORMATIVO EN BOLIVIA RESPECTO A LA LUCHA CONTRA EL

CAMBIO CLIMÁTICO ............................................................................................... 8

1.4.1 Constitución Política del Estado ................................................................... 9

1.5 EMISIONES EN BOLIVIA ................................................................................. 11

2. METODOLOGIA ................................................................................................. 13

2.1 PRINCIPIOS DE CONTABILIDAD Y NOTIFICACION DE GASES EFECTO

INVERNADERO DE LA INDUSTRIA DEL PETROLEO. ......................................... 13

2.2 DEFINICIÓN DEL ESTUDIO ............................................................................ 15

2.3 IDENTIFICACIÓN DE ALCANCE DEL PROYECTO Y LAS FUENTES DE

EMISIÓN................................................................................................................. 15

2.3.1 Tipos de emisiones consideradas ............................................................. 19

2.4 GASES DE EFECTO INVERNADERO SEGÚN ALCANCE 1 y 2 (O SEGÚN

FUENTE DE EMISION) .......................................................................................... 20

2.4.1 Emisiones Directas de GEI (Alcance 1) ..................................................... 21

2.4.2 Emisiones Indirectas de GEI por Energia - (Alcance 2) .............................. 21

2.5 EXCLUSIÓN DE FUENTES .............................................................................. 21

2.6 CUANTIFICACIÓN DE EMISIONES DE GEI .................................................... 22

2.6.1 Identificación De Fuentes ........................................................................... 22

2.6.2 Metodología de Cuantificación .................................................................. 22

3. DESCRIPCIÓN DE LAS ETAPAS Y RESULTADOS .............................................. 24

3.1 ETAPA DE EXTRACCIÓN ................................................................................ 24

3.1.1 Cálculos para Petróleo Importado. ............................................................ 24

3.1.2 Plantas de Petróleo en Bolivia. .................................................................. 25

3.2 ETAPA DE TRANSPORTE .............................................................................. 28

3.2.1 Transporte de petróleo Crudo fuera de Bolivia. ......................................... 28

3.2.2 Transporte de petróleo Crudo en Bolivia. .................................................. 30

3.2.3 Transporte Marítimo .................................................................................. 33

3.3 ETAPA DE REFINACIÓN ................................................................................ 35

3.4 ETAPA DE DISTRIBUCIÓN ............................................................................. 39

4. RESULTADOS Y ANALISIS ............................................................................... 43

4.1 RESULTADOS DE LAS EMISIONES DE GEI ................................................... 43

5. OPORTUNIDADES DE REDUCCIÓN Y RECOMENDACIONES ........................ 49

6. CONCLUSIONES ............................................................................................... 52

BIBLIOGRAFIA ........................................................................................................... 53

ANEXOS ..................................................................................................................... 56

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1.Potenciales de calentamiento mundial ............................................................. 6

Tabla 2. Resumen de legislación nacional relacionada a cambio climático en Bolivia . 11

Tabla 3. Producción en Plantas de Bolivia .................................................................. 24

Tabla 4. Factores utilizados en la etapa de Extracción ............................................... 27

Tabla 5. Total de Crudo .............................................................................................. 28

Tabla 6. Distancias de Yacimientos a Puertos de Carga ............................................. 29

Tabla 7. Estaciones de Bombeo en el tramo Arica – Refinería ................................... 30

Tabla 8. Consumo Combustible .................................................................................. 31

Tabla 9. Consumo de Combustible de Equipos .......................................................... 32

Tabla 10. Factores de Emisión en etapa de Transporte ............................................. 35

Tabla 11. Recepción de Producto ............................................................................... 35

Tabla 12. Factores de Emisión Etapa de Refinación ................................................... 39

Tabla 13.Factores de Emisión en Etapa de Distribución ............................................. 40

Tabla 14. Información Inventario ................................................................................. 42

Tabla 16. Resultado de Huella de Carbono ................................................................ 43

ÍNDICE DE GRÁFICOS

Gráfico 1. Gases de efecto invernadero producidos por Bolivia, 1990-2004 .............. 12

Gráfico 2. Esquema de transporte petroleo importado hacia Bolivia ........................... 16

Gráfico 3. Esquema Básico del Sistema ..................................................................... 17

Gráfico 4. Esquema del alcance ................................................................................. 18

Gráfico 5. Resumen del alcance ................................................................................. 20

Gráfico 6. Esquema de Alcance de emisiones de GEI según actividad ...................... 22

Gráfico 7. Emisiones de GEIs de productos t CO2e/t Producto .................................. 44

Gráfico 8. Resumen de Emisiones en t CO2e/ t PRODUCTO ................................... 45

Gráfico 9. Resumen de Emisiones en gCO2e/ MJ de los productos .......................... 45

Gráfico 10. Resumen de Emisiones de GLP en: T Co2e/T producto y g CO2e/ MJ ... 46

Gráfico 11. Resumen de Emisiones de gasolina Especial en: t Co2e/t Producto y g

CO2e/ MJ ................................................................................................................... 46

Gráfico 12. Resumen de Emisiones de Gasolina Premium en: t Co2e/t producto y g

CO2e/ MJ ................................................................................................................... 47

Gráfico 13. Resumen de Emisiones de Jet Fuel en: T Co2e/T producto y g CO2e/ MJ

................................................................................................................................... 47

Gráfico 14. Resumen de Emisiones de Kerosene en: t Co2e/t producto y g CO2e/ MJ

................................................................................................................................... 48

Gráfico 15. Resumen de Emisiones de Diésel Oíl en: t Co2e/t Producto y g CO2e/ MJ

................................................................................................................................... 48

1 MÁSTER PROFESIONAL EN INGENIERÍA Y GESTIÓN MEDIOAMBIENTAL

RESUMEN

El siguiente trabajo de grado desarrolla el ¨Calculo de la Huella de carbono de los

distintos productos terminados de la refinería Yacimientos Petrolíferos Fiscales

Bolivianos, ubicada en la ciudad de Santa Cruz de la Sierra en Bolivia, Sur América.

Los productos definidos en el alcance del proyecto son: Gas Licuado de Petróleo

(GLP), Gasolina Especial, Gasolina Premium, Jet Fuel, Kerosene y Diésel Oíl.‖.

El alcance del proyecto fue determinar las cantidades totales de emisiones de Gases

Efecto Invernadero en cada una de las etapas del ciclo de vida de los productos

anteriormente mencionados finalizando con la entrega del mismo en otra organización

limitando el sistema a las entradas, es decir el producto de la cuna a la puerta.

Se inició el proyecto con la identificación de las fuentes de emisión y el análisis de la

metodología a utilizar. A partir de estos aspectos se formuló el cálculo de la Huella de

Carbono. Existen diversas normas y guías internacionales, con enfoque de producto y

otras con enfoque corporativo en el caso particular del trabajo será la primera las que

nos interesen. La metodología que finalmente se decidió utilizar fue la del GHG

Protocol, desarrollado por el WRI (World Resources Institute) y el WBCSD (World

Business Council for Sustainable Development) apoyada además por numerosas

empresas, organizaciones no gubernamentales y administraciones públicas.

Palabras Claves: GEIs, Huella de Carbono, fuentes de emisión, factores de emisión,

metodologías.


INTRODUCCIÓN

El sector de los hidrocarburos contribuye de forma importante en la generación de

gases efecto invernadero; en la gran mayoría de la comunidad científica, un gran

número de grupos sociales y empresariales de los diferentes países del mundo están

convencidos que dicha actividad es uno de los mayores contribuyentes al cambio

climático, situación que se interpone en el camino hacia el desarrollo sostenible.

El problema radica en las múltiples y cada vez más evidentes transformaciones en el

sistema climático, determinadas por el progresivo aumento en las concentraciones de

gases efecto invernadero en la atmósfera. Este aumento en las concentraciones está

provocado por emisiones antropogénicas a la atmósfera de estos mismos gases efecto

invernadero, consecuencia de la quema de combustibles fósiles, la deforestación y los

cambios en el uso de suelo, así como diversos procesos industriales.

Por esta razón y partiendo del análisis de la situación actual de los gases de efecto

invernadero, originados específicamente del sector de hidrocarburos, en el desarrollo

del siguiente trabajo se realiza el ―Calculo de la Huella de carbono de productos

terminados de una refinería ubicada en Bolivia: GLP, Gasolina Especial, Gasolina

Premium, Jet Fuel, Kerosene, Diésel Oíl.

Con el cálculo se busca identificar y cuantificar las emisiones de gases de efecto

invernadero en la cadena de suministro del petróleo, desde la extracción en pozo,

transporte, procesamiento y entrega para su posterior distribución:

Emisiones en los yacimientos de producción de petróleo crudo (Petróleo

importado hacia Bolivia)

Emisiones en el transporte marítimo hasta el puerto de Arica

Emisiones en el transporte por ducto del petróleo crudo importado hasta la

Refinería Boliviana

Emisiones en los yacimientos de producción en territorio Boliviano.

Emisiones en el transporte de petróleo por ducto hacia la refinería de Bolivia.

Emisiones en el procesamiento en la Refinería Boliviana

Emisiones en la distribución de los productos terminados por ducto y cisternas

hacia las plantas de almacenamiento.


OBJETIVO

Calcular la huella de carbono de productos terminados de la refinería Yacimientos

Petrolíferos Fiscales Bolivianos - YPFB: Gas Licuado de Petróleo (GLP), Gasolina

Especial, Gasolina Premium, Jet Fuel, Kerosene y Diésel Oíl e identificar las

oportunidades de reducción existentes.


1. MARCO TEORICO

1.1 INTRODUCCIÓN AL CAMBIO CLIMATICO

1.1.1 Protocolo de Kyoto

El 11 de diciembre de 1997 los paises industrializados se comprometieron, en la

ciudad de kyoto, a ejecutar un conjunto de medidas para reducir los gases de efecto

invernadero. Los gobiernos signatarios pactaron reducir en un 5.2 % de media las

emisiones contaminantes entre 2008 y 2012, tomando como referencia los niveles de

1990. El acuerdo entro en vigor el 16 de febrero de 2005, despues de la ratificacion

por parte de rusia el 18 de noviembre de 2004. En la actualidad 166 paises lo han

ratificado.

Este instrumento se encuentra dentro del marco de la convencion de las Naciones

Unidas sobre el cambio climatico, suscrita en 1992 dentro de lo que se conocio como

la cumbre de la tierra de Rio de Janeiro.

1.1.2 Componentes del Inventario de Gases de Efecto Invernadero

Los gases de efecto invernadero son aquellos gases atmosféricos que dejan pasar la

radiación solar a la superficie de la tierra pero absorben la radiación infrarroja emitida

por esta. A excepción del vapor de agua, estos gases están presentes en la atmósfera

en concentraciones mínimas. Los gases de efecto invernadero ingresan a la atmósfera

como parte de ciclos naturales y como resultado de actividades humanas

Los gases de efecto invernadero más comunes son los previstos en el Protocolo de

Kyoto, los cuales son Dióxido de carbono (CO2), Metano (CH4), Óxido nitroso (N2O),

Hidrofluorocarbonos, (HFC), Perfluorocarbonos (PFC) y Hexafluoruro de azufre (SF6)

Los gases de efecto invernadero que son cuantificados en el presente trabajo son el

dióxido de carbono, metano y óxido nitroso.

a) DIOXIDO DE CARBONO (CO2):

Es considerado el gas efecto invernadero en adelante GEI más importante, debido al

papel que desempeña en el sistema atmosfera - océano – tierra y el efecto que tiene

sobre los cambios en los balances energéticos de la tierra, además tiene un tiempo de


permanencia en el sistema climático relativamente largo, del orden de un siglo o más,

así como lo afirma el grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático

(IPCC) el cual es el principal organismo internacional para la evaluación de cambio

climático1, si se mantuvieran las emisiones antropogénicas globales netas (es decir las

fuentes y sumideros resultado de actividades humanas) en los niveles actuales se

llegaría a una tasa casi constante de aumento de las concentraciones atmosféricas

durante dos siglos, otra de las razones por las cuales es considerado el GEI mas

importante.

b) METANO (CH4):

El metano es un GEI que procede de fuentes tanto naturales (por ejemplo humedales,

la descomposición de estiércol animal o la fermentación entérica en el proceso

digestivo de animales herbívoros, vertederos de residuos urbanos), como

antropogénicos (por ejemplo, en el uso de combustible fósil, en el cultivo de arroz bajo

riego, las quemas de pre-cosecha o de residuos agrícolas, la disposición de residuos

sólidos, la industria del gas natural y el tratamiento anaerobio de aguas residuales.

c) ÓXIDO NITROSO (N2O):

Son de carácter natural y antropogénico, contribuye con cerca del 6%2 del forzamiento

del efecto invernadero, según IPCC 1997, tiene un periodo de vida largo entre 100 y

150 años. Es eliminado de la troposfera (donde actúa como GEI) mediante el

intercambio con la estratosfera, donde es destruido lentamente por la descomposición

fotoquímica.

Sus fuentes incluyen los océanos, la quema de combustibles fósiles, de biomasa y las

actividades agrícolas. Las emisiones generadas por suelos agrícolas se consideran las

más relevantes por su gran aporte de N2O, se deben principalmente a los procesos

microbiológicos de nitrificación y des nitrificación del suelo. Se pueden distinguir dos

tipos de emisiones: las directas (es decir, directamente de los suelos a los que se

agrega o libera el Nitrógeno) y las indirectas que pueden ocurrir de gestionados y del

uso de combustible fósil y quemado de biomasa, y la subsiguiente disposición de estos

gases y sus productos NH4* y NO3- en suelos y aguas; la segunda, después de la

lixiviación y el escurrimiento del N, principalmente como NO3- , de suelos gestionados.

1 http://www.ipcc.ch/organization/organization.shtml 14/01//2015

2 http://www.ipcc.ch/organization/organization.shtml 14/01//2015

http://www.ipcc.ch/organization/organization.shtml%2014/01/2015

http://www.ipcc.ch/organization/organization.shtml%2014/01/2015


Generalmente las emisiones de GEI se expresan en unidades de CO2 equivalente

(CO2eq), que es la cantidad de emisión de dióxido de carbono que ocasionaría, el

mismo forzamiento radiativo a lo largo del tiempo, que una cantidad de GEI de larga

permanencia o una mezcla de los mismos durante un horizonte de tiempo. Para un

GEI, las emisiones de CO2 equivalente, se obtienen multiplicando la cantidad de GEI

emitida por su potencial de calentamiento mundial (GWP) para un horizonte temporal

dado.

Los GWP son un índice para calcular la contribución al calentamiento mundial relativo

debido a la emisión en la atmosfera de un kilogramo de un gas efecto invernadero,

comparado con la emisión de un kilogramo de dióxido de carbono. Los GWP

calculados para diferentes horizontes temporales muestran los efectos de los periodos

de vida en la atmosfera de los diferentes gases como se establece en la Tabla 1 los

cuales fueron usados en el estudio realizado

GAS

IPCC Revised GWP

(IPCC AR4,2007)

applicable after 2012

CO2 1

CH4 25

N2O 298

Tabla 1.Potenciales de calentamiento mundial

(Fuente: Adaptada de tabla 2.14 de IPCC Fourth assessment Report 2007)

1.2 FUENTES DE EMISIONES DE GASES DE EFECTO INVERNADERO EN LA

INDUSTRIA DEL PETROLEO.

Las emisiones de gases de efecto invernadero de la industria del petróleo provienen

de diversas fuentes. Esas fuentes se clasifican en tres categorías principales:

Emisiones por combustión

Emisiones provenientes de procesos

Emisiones fugitivas


Las emisiones de fuentes de combustión estáticas incluyen las resultantes de la

combustión de combustibles en calderas, horno, quemadores, calentadores, turbinas y

motores estáticos, así como la combustión en antorchas. Estas fuentes abundan en la

industria del petróleo y dan cuenta de la mayor parte de sus emisiones de GEI.

Las fuentes de combustión móviles incluyen la combustión de combustibles en

buques, barcazas, camiones, automóviles y aviones. Si bien estas fuentes también

son de uso común en la industria del petróleo sus emisiones son en general mucho

más pequeñas que las de las fuentes de combustión estacionarias o estáticas.

Las emisiones GEIs, provenientes de procesos son las derivadas del procesamiento

físico o químico de materiales. En la industria del petróleo, se trata en general de

caudales de hidrocarburo líquido o gaseoso.

Las emisiones fugitivas se originan por las fugas ocurridas en los equipos (sellos,

válvulas, juntas). Las fuentes de emisiones fugitivas dentro de la industria son

preocupantes debido sobre todo a la alta concentración de CH4 en muchos caudales

de gases, además de la presencia de CO2 en algunos de ellos.

1.3 BENEFICIOS DE CALCULAR LA HUELLA DE CARBONO DE UN PRODUCTO

La huella de carbono ayuda a identificar las fuentes de emisiones de GEI de un

determinado bien o servicio, permitiendo por lo tanto, definir mejores objetivos,

políticas de reducción de emisiones más efectivas e iniciativas de ahorro de costo

mejor dirigidas. Todo ello, consecuencia de un mejor conocimiento de los puntos

críticos para la reducción de emisiones, que pueden o no pueden ser de

responsabilidad directa de la organización o empresa.

Representa una medida para la contribución de las organizaciones a ser entidades

socialmente responsables y un elemento más de concienciación para la asunción

entre los ciudadanos de prácticas más sostenibles.

Es además, una excelente herramienta de diferenciación ante consumidores, clientes

y admiraciones publicas cada vez más exigentes en relación a la necesidad de

minimización del impacto ambiental de las actividades empresariales. Así la huella de

carbono es una eficaz estrategia para anticiparse a las necesidades de sus clientes y


ayudar a la consolidación de la imagen de las empresas, así como para estar

preparado ante posibles requisitos normativos futuros.

El cálculo de Huella de carbono implica tener un indicador de impacto frente al cambio

climático que permite establecer metas de reducción.

Es una herramienta de gestión que permite focalizar puntos críticos, estableciendo

objetivos para metas a corto y mediano plazo en términos de eficiencia energética e

incorpora una sincronización en la logística de la empresa y con la cadena de

proveedores y clientes.

1.4 MARCO NORMATIVO EN BOLIVIA RESPECTO A LA LUCHA CONTRA EL

CAMBIO CLIMÁTICO

Bolivia cuenta con instrumentos referidos al cambio climático que han sido

incorporados a la normativa del país, dentro de los cuales consideramos como los

principales las siguientes:

Normas de carácter Supra Normativo.

Tratados internacionales.

Bolivia ha firmado la convención marco de las Naciones Unidas sobre el cambio

climático –CMNUCC en ocasión de la cumbre de la tierra (conferencia de las naciones

unidas sobre el medio ambiente y el desarrollo), en Rio de Janeiro, habiéndola

ratificado el 25 de julio de 1994 , por La ley N1576, aprobada por el congreso nacional

y el ejecutivo. Posteriormente, en noviembre de 1994, la secretaria de la convención

recibe y acuerda dicha ratificación.

A principios de 1995 se crea el programa nacional de cambios climáticos, que hoy

depende del viceministerio del medio ambiente biodiversidad y cambios climáticos,

para iniciar acciones tendientes a cumplir con las obligaciones contraídas ante la

convención marco de las naciones unidas sobre el cambio climático y desarrollar las

primeras investigaciones cobre la temática.


Bolivia ratifica el protocolo de Kyoto a través de la ley de la republica n 1988 de julio de

1999. A fines del año 2002 se crea la oficina de desarrollo limpio con la finalidad de

implementar proyectos que reduzcan y absorban emisiones de CO2.

La participación activa de Bolivia en la convención marco de las naciones unidas sobre

el cambio climático ha permitido que se tengan en cuenta a los bosques (forestación y

reforestación) en el mecanismo de desarrollo limpio del protocolo de Kyoto. Un

importante hecho es la creación, en 1999, del consejo interinstitucional del cambio

climático, integrado por entidades gubernamentales, no gubernamentales, de ciencia y

del sector privado, junto al programa de las naciones unidas para el desarrollo.

1.4.1 Constitución Política del Estado

La constitución política del estado Boliviano ha incorporado una amplia gama de

preceptos relativos a temas ambientales y de recursos naturales, aunque en ninguno

de ellos se refiere específicamente a cambio climático, sin embargo dentro de los

derechos sociales que instituye, en su artículo 33 establece el derecho que toda

persona tiene a un ambiente saludable, protegido y equilibrado. El ejercicio de este

derecho debe permitir a los individuos y colectividades de las presentes y futuras

generaciones, además de otros seres vivos, desarrollarse de manera normal y

permanente.

Por otro lado se hace referencia específica a la región amazónica de Bolivia, en la

Constitución Política donde establece en capitulo VIII, artículo 390 numeral I, la cuenca

amazónica boliviana constituye un espacio estratégico de especial protección para el

desarrollo integral del país por su elevada sensibilidad ambiental, biodiversidad

existente, recursos hídricos y por las eco regiones. En síntesis la legislación en Bolivia

ha desarrollado una amplia reglamentación ambiental que atiende a sus principales

rubros de desarrollo y necesidades sociales; en la Tabla 2 se detallan las normas

nacionales que contribuyen, en alguna medida, a la mitigación y adaptación al cambio

climático.


FECHA NORMA OBJETIVO

Julio de 1994 Ley 1576 Aprueba y ratifica la Convención Marco de

las Naciones Unidas sobre el Cambio

Climático (CMNUCC).

Abril de 1998 Decreto Supremo 25030 Dispone la creación del Programa Nacional

de Implementación Conjunta, reconoce al

Programa Nacional de Cambios Climáticos

como el ente competente operativo

encargado de cumplir compromisos técnicos

de Bolivia ante la CMNUCC.

Julio de 1999 Ley 1988 Aprueba y ratifica el Protocolo de Kyoto de

la Convención Marco de las Naciones

Unidas sobre el Cambio Climático.

Septiembre de

2007

Decreto Supremo 29272 Aprueba el plan general de desarrollo

económico y social de la república: ―Plan

Nacional de Desarrollo: Bolivia Digna,

Soberana, Productiva y Democrática para

Vivir Bien – Lineamientos Estratégicos‖

(PND).

En el componente de los recursos se

establecen dos políticas vinculadas con la

mitigación de gases de efecto invernadero y

la adaptación al cambio climático.

Enero de 2009 Constitución Política del

Estado

Establecen la concepción general, el

carácter y la organización del Estado

Plurinacional de Bolivia.

Establece lineamientos sobre los derechos y

obligaciones en materia ambiental de los

ciudadanos y de autoridades u

organizaciones, así como la propiedad de

los recursos naturales.

Incorpora una serie de preceptos

ambientales y de recursos naturales, pero

ninguno de ellos se refiere específicamente

a cambio climático.


REGIMEN AMBIENTAL

Abril de 1992 Ley 1333 Ley del Medio

Ambiente

Ley marco que rige sobre los recursos

renovables y no renovables, salud y medio

ambiente, educación ambiental, ciencia y

tecnología, así como otras cuestiones

relacionadas al fomento e incentivos

ambientales. Su objetivo es la protección y

conservación del medio ambiente y los

recursos naturales, regulando las acciones del

hombre con relación a la naturaleza y

promoviendo el desarrollo sostenible con la

finalidad de mejorar la calidad de vida de la

población.

Febrero 2009 Decreto Supremo 29894

Estructura organizativa del

órgano ejecutivo del Estado

Plurinacional

Establece la estructura, roles y

responsabilidades del poder ejecutivo.

Reestructura al Ministerio de desarrollo

sostenible y medio ambiente, que antes

atendía tanto temas ambientales como

agrarios, separa estos sectores y crea dos

ministerios: Ministerio de Medio Ambiente y

Agua (MMAYA) y Ministerio de Desarrollo

Rural y Tierras (MDRT)

Diciembre de 2010 Ley 071

Ley de la madre tierra

Reconoce los derechos de la madre tierra,

obligaciones y deberes del estado y la

sociedad para garantizar el respeto de estos

derechos. Confiere a la madre tierra el

carácter de sujeto colectivo de interés público,

a fin de garantizar sus derechos.

Tabla 2. Resumen de legislación nacional relacionada a cambio climático en Bolivia

(Fuente: www.gacetaoficialdebolivia.gob.bo)

1.5 EMISIONES EN BOLIVIA

El Estado de Bolivia es generalmente considerado como un país que contribuye muy

poco al problema del cambio climático debido a que no quema mucho carbón y

http://www.gacetaoficialdebolivia.gob.bo/


petróleo en las cantidades que los países industrializados, sin embargo esto no

significa que no produzca cantidades considerables de gases de efecto invernadero.

Según el Programa Nacional de Cambios Climáticos (PNCC) en el Ministerio de Medio

Ambiente y Agua (MMAyA), los GEI producidos por Bolivia entre 1990 y 2004

crecieron de 38,6 a 92,7 megatoneladas de dióxido de carbono equivalente (CO2-eq).

El uso de hidrofluorocarbonos (HFCs) en procesos industriales contribuyó mucho al

crecimiento, pero también ha habido un crecimiento dramático en la emisiones del Uso

de la Tierra y Cambio en el Uso de Tierra y Silvicultura (UTCUTS), que es causado

principalmente por la deforestación e incendios. Además, Bolivia ha aumentado su

exportación de gas desde 1999, lo que no está incluido en estos montos, pero se debe

tomar en cuenta que el gas exportado contribuye a los GEI emitidos por otros países,

en el Gráfico 1 se evidencia los gases efecto invernadero producidos en Bolivia en los

años 1990 a 2004.

Gráfico 1. Gases de efecto invernadero producidos por Bolivia, 1990-2004

(Fuente: Elaborado con datos del Programa Nacional Cambios Climáticos que son reportados a

la a UNFCC. http://unfcc.int/di/DetailedByParty.do)


2. METODOLOGIA

El cálculo se ha diseñado en base a:

Premisas del GHG Protocol.

La metodología de análisis de ciclo de vida ACV descrita por las normas:

UNE-EN-ISO 14040 (Principios y marco de referencia)

UNE-EN-ISO 14044 (requisitos directrices)

Directrices IPCC de 2006 para los inventarios nacionales de gases de efecto

invernadero.

Guía práctica para el cálculo de emisiones de Gases de Efecto Invernadero

(GEI) de la Oficina Catalana de Cambio Climático.

A medida que la notificación sobre las emisiones de GEIs se ha difundido, ha

comenzado a verse la necesidad de orientación sobre la forma en que se deben

contabilizar y notificar dichas emisiones. Los actuales enfoques varían entre los pocos

programas gubernamentales obligatorios de notificación de GEIs que existen. Por otro

lado las empresas se diferencian en la forma en que voluntariamente notifican sus

datos sobre emisiones. Esta variabilidad de enfoques se ha traducido en una falta de

posibilidad de comparar las emisiones de GEIs informadas de empresas dentro de

determinados sectores industriales, así como una falta de posibilidad de comparar los

resultados de un programa de notificación a otro.

La industria del petróleo ha reconocido la necesidad de orientación con respecto a la

contabilidad y notificación, que se centre especialmente en sus operaciones. Para

ayudar a satisfacer esta necesidad, las empresas miembro—a través del American

Petroleum Institute—publicó el Compendium of Greenhouse Gas Emissions Estimation

Methodologies for the Oil and Gas Industry en abril de 2001 (denominado el

Compendio). Dichas Directrices también fueron tenidas en cuenta para la elaboración

de este trabajo.

2.1 PRINCIPIOS DE CONTABILIDAD Y NOTIFICACION DE GASES EFECTO

INVERNADERO DE LA INDUSTRIA DEL PETROLEO.

Los principios de contabilidad y notificación de GEI para la industria del petróleo que

se enumeran a continuación se basan en los principios del ―The Greenhouse Gas


Protocol Revisado (WRI/WBCSD, 2004). Las descripciones de estos principios se

basan en las dadas en el Protocolo revisado.

Los principios de contabilidad de GEIs generalmente aceptados, al igual que los de

Contabilidad financiera, tiene por finalidad sustentar la contabilidad y notificación de

GEIs para asegurar que:

La información presentada representa un informe fiel, verdadero e imparcial de

las emisiones de GEI de una organización, y

La información presentada es verosímil y objetiva en el tratamiento y

presentación de los temas.

A continuación se describen los principios de la contabilidad y notificación de GEI:

Pertinencia

Definir los límites que reflejen adecuadamente las emisiones de GEI de las

organizaciones y las necesidades de toma de decisiones de los usuarios.

Integridad

Contabilizar todas las fuentes de actividades y emisiones de GEI dentro de los límites

institucionales y operativos elegidos. Documentar y justificar cualquier exclusión

especial.

Concordancia

Usar metodologías y mediciones concordantes para permitir la comparación válida de

emisiones en el tiempo. Documentar en forma transparente cualquier cambio de los

datos, métodos y cualquier otro factor en la serie temporal.

Transparencia

Abordar todos los temas pertinentes de una manera objetiva y coherente, sobre la

base de una clara referencia de auditoría. Divulgar hipótesis y hacer referencias

apropiadas a las metodologías de cálculo y fuentes de datos usadas.

Exactitud

Asegurar que las estimaciones de emisiones de GEI no son sistemáticamente ni

superiores, ni inferiores a emisiones verdaderas, dentro de lo que se puede estimar, y


que las incertidumbres se cuantifican y reducen lo más que sea factible. Asegurar que

se logra suficiente exactitud para permitir a los usuarios adoptar decisiones con

razonable garantía en cuanto a la integridad de la información sobre GEI presentada.

2.2 DEFINICIÓN DEL ESTUDIO

El estudio se centra en el cálculo de la huella de carbono de los siguientes Productos:

Gas Licuado De Petróleo, Gasolina Especial, Gasolina Premium, Jet Fuel,

Kerosene y Diesel Oil de la empresa Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

(YPFB), situada en Bolivia.

Existen dos tipos de datos utilizados:

Datos obtenidos de la empresa Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

(YPFB), la cual es una de las empresas más grandes de Bolivia en realizar la

producción, transporte , procesamiento de petróleo crudo y abastecimiento de

combustibles a distintos sectores industriales y de servicio

Los datos que no se han podido obtener, se ha realizado una suposición, para el

caso en estudio.

Teniendo como base el alcance del proyecto el cual se fundamenta en determinar las

cantidades totales de emisiones de Gases Efecto Invernadero en cada una de las

etapas del ciclo de vida de los productos anteriormente mencionados finalizando con

la entrega del mismo en otra organización, es decir el producto de la cuna a la puerta.

En el siguiente apartado 2.3 identifica cada una de las etapas del proceso.

2.3 IDENTIFICACIÓN DE ALCANCE DEL PROYECTO Y LAS FUENTES DE

EMISIÓN

A nivel general, el proceso comienza con la extracción de petróleo crudo en los países

que importan petróleo crudo a Bolivia, su respectivo transporte por ducto hasta el

carguío en los buques, posteriormente la descarga de los buques que transportan la

materia prima (Petróleo crudo) y la recepción de esta en los distintos tanques de


almacenamiento que posee la planta de combustible de Arica –Chile, Como se

muestra a continuación, en el Gráfico 2. La planta de Arica, es una terminal marítima

que recibe sus productos desde buques tanques provenientes de puertos

internacionales, a través de emisarios entre el buque y la planta y esta a su vez

almacena la carga de combustible en tanques de almacenamientos.

Posteriormente el petróleo crudo es enviado a través del Oleoducto C, desde la

estación de bombeo de Arica a la Refinería ubicada en la ciudad de Santa Cruz de la

Sierra Bolivia.

Gráfico 2. Esquema de transporte petroleo importado hacia Bolivia

(Fuente: Elaboración propia).

La refinería también recibe petróleo crudo y condensado de los campos petroleros y

gasíferos productores en Bolivia, a través de los siguientes oleoductos:

Oleoducto A: transporta producto de los campos: colpa, carrasco, paloma,

Kanata, Rio grande.

Oleoducto B: transporta producto de los campos: san Alberto, vuelta grande.

Como se muestra a continuación, en el Gráfico 3.


Gráfico 3. Esquema Básico del Sistema

(Fuente: Elaboración propia)


La Refinería, luego de la recepción de la materia prima, su principal función es producir:

GLP, Gasolina especial, Gasolina Premium, Jet Fuel, Kerosene y Diésel Oil.

Una vez los productos se encuentran en especificación son enviados a plantas de

almacenamiento para su distribución en todo el país, por medio de ductos y cisternas.

La Gasolina Especial, Gasolina Premium, Diésel Oíl son transferidos mediante Camiones

cisternas a la planta de almacenamiento 1, ubicada a 50 km.

El GLP de igual manera es enviado en cisternas a una planta de almacenamiento 2, por

medio de cisternas. El Jet fuel y Kerosene es enviado por ducto a una planta de

almacenamiento ubicado al lado de los predios de la refinería. En el Gráfico 4, se resume el

esquema del proceso.

Gráfico 4. Esquema del alcance


La industria del petróleo abarca una amplia variedad de operaciones, que van desde el

descubrimiento y producción de petróleo y gas, al suministro de productos de petróleo a los

consumidores. Tradicionalmente, las empresas petroleras dividen estas operaciones en

diferentes actividades, más comúnmente:

Operaciones ‗upstream‘

A exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas.

Operaciones ‗downstream‘


La refinación, procesamiento, distribución y comercialización de productos derivados del

petróleo y gas, inclusive estaciones de servicio.

De acuerdo a las Directrices de la industria petrolera para la notificación de emisiones de

gases de efecto invernadero, existen diferentes métodos para fijar los límites institucionales,

se encuentra el método de control operativo y el método de participación en capital, el

primero radica en notificar el 100% de las emisiones de GEIs de cada una de las actividades

que están bajo el control operativo de la empresa quien realiza la notificación. El método de

participación en el capital consiste en la notificación de emisiones de GEIs en proporción a

la participación económica de la empresa que notifique, dicho de otra manera la notificación

es directamente proporcional a la participación económica o a los beneficios derivados

dentro de la empresa que realiza la notificación.

Para el caso de la refinería de estudio se usó el criterio de Control Operativo, siendo este

método el más apropiado para asegurar que la notificación de GEI se realiza en base a la

normativa empresarial, ya que la refinería en estudio tiene el control sobre los datos

asegurando así que cumplan con las normas de calidad.

2.3.1 Tipos de emisiones consideradas

Corresponde a la identificación de las emisiones de GEIs asociadas a los distintos procesos

operativos de la empresa, clasificándolas según su alcance 1, 2 y 3, dependiendo si son

aportadas de forma directa o indirecta.

A continuación se describe los 3 alcances para el cálculo de la huella de carbono:

Alcance 1: Son emisiones directas (propias), ocurren de fuentes que son propiedad o

de las cuales tiene control la empresa

Alcance 2: Son emisiones indirectas generadas en otras instalaciones debidas a la

compra de energia o vapor

Alcance 3: Son el resto de emisiones indirectas no incluidas en el alcance 2.

De acuerdo a la metodología GHG Protocol, se determinó excluir del proyecto las emisiones

de Alcance 3, ya que es obligatorio dentro de la metodología utilizada en la determinación

de límites de operación incluir en los cálculos Alcance 1 + Alcance 2


2.4 GASES DE EFECTO INVERNADERO SEGÚN ALCANCE 1 y 2 (O SEGÚN FUENTE

DE EMISION)

Dentro del alcance del trabajo los GEIs de los cuales se van a realizar cálculos son los

emitidos en forma directa o indirecta de acuerdo a las actividades y procesos propios del

caso de estudio. El Gráfico 5 describe el resumen del alcance abordado.

Gases de efecto Invernadero

Gráfico 5. Resumen del alcance


A continuación se identifican las emisiones correspondientes a cada una de las categorías:

Alcance 1

Directo

Alcance 2 Indirecto

Transporte de Hidrocarburos

Refinación de Petróleo

Vehículos de la empresa

Extracción de Petróleo


2.4.1 Emisiones Directas de GEI (Alcance 1)

Las emisiones directas son aquellas procedentes de fuentes dentro de los límites

organizacionales establecidos para el cálculo de la Huella de Carbono.

Se identificaron las siguientes fuentes directas de emisión:

Combustión Fija: Bombas, hornos, calderas y motores utilizados en producción de

electricidad por los grupos generadores.

Combustión Móvil: Uso de vehículos de la empresa para traslado del personal,

camiones cisternas para la Distribución de productos terminados y transporte de

petróleo crudo (buque).

Emisiones Fugitivas: Fugas en los procesos en la etapa de producción de petróleo,

refinación, transporte de productos, combustión en el Flare

2.4.2 Emisiones Indirectas de GEI por Energia - (Alcance 2)

Las emisiones indirectas por energía son las emisiones producidas por la generación de

electricidad de origen externo que consume la organización.

Se consideran emisiones indirectas a las generadas por el consumo de energía eléctrica. La

electricidad consumida en las oficinas de la Refinería se genera en el Sistema

Interconectado Nacional (SIN) de Bolivia, este consumo es considerado como una fuente de

emisión indirecta.

2.5 EXCLUSIÓN DE FUENTES

Dentro de los cálculos realizados se ha excluido la cuantificación de aquellas fuentes de GEI

directas o indirectas cuya contribución a las emisiones no sea importante (menos del 5%

respecto al total de las emisiones – según PAS 2050), aquellas cuya cuantificación no sea

técnicamente viable ni rentable y las de Alcance 3.

Se ha considerado que las emisiones procedentes de las fugas de los gases refrigerantes

de los equipos de aire acondicionado de las oficinas no son significativas, por lo que no se

incluirán en la contabilización de GEI.


2.6 CUANTIFICACIÓN DE EMISIONES DE GEI

2.6.1 Identificación De Fuentes

Se identificaron las siguientes categorías (ver Gráfico 6), como principales fuentes de

emisiones de las actividades dentro de los límites organizacionales en cada una de las

instalaciones:

Gráfico 6. Esquema de Alcance de emisiones de GEI según actividad

(Fuente: Elaboración Propia)

2.6.2 Metodología de Cuantificación

Se han cuantificado y documentado las emisiones de GEI contemplando las siguientes

fases:

Identificación de las fuentes de emisión.

Selección de metodología de cuantificación


Selección y recopilación de datos de la actividad de GEI

Selección o desarrollo de los factores de misión de GEI

Calculo de las emisiones de GEI

Se seleccionaron metodologías de cuantificación de las emisiones generadas reconocidas a

nivel internacional y que cumplen con los requerimientos especificados en el punto 4.3.3. de

la Norma Boliviana NB-ISO 14064:1, generando informes confiables que produzcan

resultados exactos, coherentes y reproducibles.

Para todas las fuentes de emisión se aplica la metodología ―cálculos basados en datos de la

actividad de GEI multiplicados por los factores de emisión de GEI‖. Utilizando la siguiente

formula general.

A continuación se explica la metodología de cuantificación específica aplicada en cada

proceso, incluyendo la metodología de selección y recopilación de datos y la explicación

de la selección o desarrollo de los factores de emisión. Los cálculos se realizaron en

base a cada una de las etapas del proceso.


3. DESCRIPCIÓN DE LAS ETAPAS Y RESULTADOS

3.1 ETAPA DE EXTRACCIÓN

El crudo procesado en la refinería proviene de las plantas de petróleo y gas de Bolivia y

petróleo importado por vía marítima de Brasil, Colombia, México, Venezuela, Guinea

Ecuatorial, Turquía y el Congo.

Los volúmenes tomados para los cálculos fueron los siguientes (ver Tabla 3):

PRODUCCIONES EN LAS PLANTAS DE BOLIVIA

Plantas Gas GLP Gasolinas Petróleo Total Bbls/año

Rio grande 9.403.211.696 1.128.792,9 199.366,3 0 9.404.539.856

Vuelta grande

3,65222E+12 747.328,5 254.423,4 0 3,65223E+12

Carrasco 2,50974E+12 789.079,4 195.277,3 0 2,50974E+12

Kanata 2,73314E+12 331.335,1 74.476,1 0 2,73314E+12

Paloma 818.630.953,3 103.503,5 32.138,3 0 818.766.595,2

San Alberto

37.017.005.069 17.64.292.201 228.227,0 906.218,2 38.782.431.715

Colpa 1.450.760.665 112.285,3 94.786,1 0 1.450.967.736

Tabla 3. Producción en Plantas de Bolivia

(Fuente: Agencia nacional de Hidrocarburos Bolivia)

A continuación se describe la metodología de cálculo y los factores de emisión usados en

cada una de las etapas se encuentran recopilados en la tabla 4.

3.1.1 Cálculos para Petróleo Importado.

Se calculó las emisiones por el consumo de combustible de los pozos de extracción de

petróleo utilizando los factores publicados en el ―Environmental performance indicators‖ del

International association of Oil & gas producers. Utilizando la fórmula que se muestra a

continuación:


3.1.2 Plantas de Petróleo en Bolivia.

Emisiones por Consumo de Combustible

Se calculó las Emisiones por Consumo de combustible en las plantas de gas y petróleo de

Bolivia. De las cuales se produce petróleo crudo liviano y condensado que son procesados

en la refinería.

Para los cálculos se tomaron en cuenta las siguientes plantas: Rio grande, Vuelta grande,

Carrasco, Kanata, paloma, san Alberto y colpa.

Los factores de emisión fueron tomados del IPCC 2007.

)

Emisiones Fugitivas

Se calculó las Emisiones Fugitivas en las plantas de gas y petróleo de Bolivia. Para los

cálculos se tomaron en cuenta las siguientes plantas: Rio grande, Vuelta grande, Carrasco,

Kanata, paloma, san Alberto y colpa.

Los factores de emisión fueron tomados del IPCC.

Emisiones por Combustión en Flare

Se calculó las Emisiones por Combustión en Flare, para los cálculos se tomaron en cuenta

las siguientes plantas: Rio grande, Vuelta grande, Carrasco, Kanata, paloma, san Alberto y

colpa. Los factores de emisión fueron tomados del API Compendium.

Debido a que la mezcla de emisiones no es conocida, las emisiones de CO2 debido a los

Flare se estiman con un 98% de eficiencia de combustión en la conversión en el Flare del

carbono en el gas a CO2, como muestra la siguiente ecuación.


Este cálculo es consistente con la ubicación de factores de emisión de Flare (E&P fórum,

1994)

[ (

)

]

Dónde:

Volumen molar = conversión de volumen molar a masa (379,3 ft3/lb mole ó 23,685 m3/kg

mole)

MWCO2 = peso molecular CO2

Conversión masa = T/ 2204,62 lb ó T/1000kg.

A= número de moles de carbón de un hidrocarburo particular

B= moles de CO2 presentes en la corriente de gas al flare.

Para las emisiones de CH4 procedentes de los flare, la práctica general de la industria

supone el 0,5% residual, de CH4 sin quemar que queda en el gas quemado para diseño y

operación en flare, como en las refinerías.

La ecuación general de emisiones de CH4 de Flare es:

Donde:

% residual CH4 = fracción de no combustión de la corriente al flare (default = 0,5% a 2%)

Conversión Volumen molar= conversión de volumen molar a masa (379,3 ft3/ lb mole ó

23,685 m3/kg mole)

MW CH4 = Peso molecular de metano.

Para el cálculo de N2O se utilizaron factores del IPCC, en el cual existen factores para

países desarrollados y países en transición.


Se utilizó la siguiente formula:

Donde.

V= volumen producido o refinado (m3, ft3, Bbl)

En la tabla 4, se encuentran los factores de emisión utilizados en la etapa de extracción del

crudo, en Bolivia, Brasil, Colombia, México, Venezuela, Guinea Ecuatorial, Turquía y el

Congo.

CO2 N2O CH4 Unidades Fuente

Petróleo importado a Bolivia

Factores de

Emisión por

consumo

Combustible.

(OGP)

158 1,21 T/10 e3

T/producción

OGP

Petróleo de Bolivia

Factores de

Emisión s por

Consumo de

combustible

56.100 0,1 1 Kg/Tj IPCC

Factores de

Emisión

Fugitivas

0,000041 Gg/10 e3 m3 carga

petróleo refinado

IPCC

Factores de

Emisión

Combustión

Flare

0,000000034 5,9E-13 2,2E-11 T /Ft3 gas API

Compendium,

IPCC (N2O)

Tabla 4. Factores utilizados en la etapa de Extracción

(Fuente: Datos tomados de la Directrices del IPCC de 2006 para los inventarios nacionales de

gases de efecto invernadero y API COMPENDIUM)


3.2 ETAPA DE TRANSPORTE

El crudo procesado en la refinería proviene de los siguientes países: Brasil, Colombia,

México, Venezuela, Guinea Ecuatorial, Turquía y el Congo. Para poder ingresarlos a la

planta de Bolivia fue necesario el uso de transporte por ducto desde el yacimiento de

producción hasta el puerto de carga y transporte marítimo hasta la planta de Arica-Chile. Los

volúmenes utilizados para los cálculos fueron los siguientes:

Petróleo Crudo de Bolivia Petróleo Crudo Importado

Planta Cantidad

Bbls/año

Origen Cantidad

Bbls/año

Rio grande 199.366 BRASIL 162.819

Vuelta grande 254.423 COLOMBIA 1.258.831

Carrasco 195.277 VENEZUELA 614.413

Kanata 74.476 MEXICO 726.108

Paloma 32.138 TURQUIA 631.803

San Alberto 1.134.445 GUINEA ECUATORIAL 478.249

Colpa 94.786 CONGO 918.605

Total 1.984.913 Total 4.790.828

Total Crudo Ingresado a Planta 6.775.741

Tabla 5. Total de Crudo


A continuación se describe las emisiones calculadas para los dos tipos de transporte

utilizado.

3.2.1 Transporte de petróleo Crudo fuera de Bolivia.

En este apartado se describe el transporte del crudo por ducto, esto es desde el yacimiento

hasta el puerto de carga marítimo, donde posteriormente se realizara el carguío a los buques

petroleros. Para las Emisiones por consumo de energia por ducto hasta los puertos de carga

se utilizó un factor de consumo de energía en ductos 0,0195 Kwh/T Km y factores de


emisión para CH4, CO2, N2O del Technical paper , Electricity – specific emission factors for

grid electricity. (Agosto 2011), que tiene emisiones por consumo de electricidad de acuerdo a

la ubicación geográfica. Para este cálculo se tomaron en cuenta las distancias que se

encuentran en la tabla 6:

UBICACIÓN

GEOGRÁFICA

PAIS DE

CARGA YACIMIENTO

DISTANCIA

A PUERTO

(KM)

PUERTO DE CARGA

África EQUATORIAL

GUINEA

SERPENTINA

FPSO

20 SERPENTINA FPSO

América del sur BRAZIL FPSO PEREGRINO 20 FPSO PEREGRINO

América del sur COLOMBIA Alto Magdalena 400 COVENAS

América del norte MEXICO Sonda Campeche 158 DOS BOCAS

América del sur COLOMBIA Alto Magadela 400 COVENAS

Medio oriente TURKEY Turkey oil 538 BOTAS (CEYHAN) TERMINAL

América del sur VENEZUELA Campo Carabobo 480 PUERTO JOSE (VENEZUELA)

América del sur VENEZUELA Campo Carabobo 480 PUERTO JOSE (VENEZUELA)

África CONGO Pointe Noire 380 DJENO

Tabla 6. Distancias de Yacimientos a Puertos de Carga


Se utilizó la siguiente formula general.

Consumo de Electricidad

Emisiones Fugitivas

Se realizó el cálculo de emisiones Fugitivas producidas por transporte en Ductos desde los

pozos de producción hasta el puerto de carga marítimo designado. Para los cálculos se

tomaron en cuenta las plantas descritas en el punto anterior.

Para este cálculo se utilizó la metodología descrita en el IPCC para cálculo de emisiones

fugitivas en transporte de petróleo por tuberías.



Emisiones

O

+

O2+

3.2.2 Transporte de petróleo Crudo en Bolivia.

En este apartado se describe el transporte del crudo por ducto, desde el Puerto de Arica -

Chile hasta la refinería en Bolivia, en la tabla 7 están relacionadas las estaciones de bombeo

en dicho tramo, el transporte desde las plantas de extracción de petróleo y gas en Bolivia

hacia la refinería ubicada en la ciudad de Santa Cruz de la sierra - Bolivia.

.

ESTACIONES DE BOMBEO DESDE ARICA – REFINERÍA

Estación de Bombeo 1:ARICA

Estación de Bombeo 2: SICA SICA

Estación de Bombeo 3: SAYARI

Estación de Bombeo 4: COCHABAMBA

Estación de Bombeo 5: BUENA VISTA

Estación de Bombeo 6: OCONI

Estación de Bombeo 7: SAMAIPATA

Estación de Bombeo 8: SANTA CRUZ

Estación de Bombeo 9: CHORETI

Estación de Bombeo 10: RIO GRANDE

Estación de Bombeo 11: CARANDA

Tabla 7. Estaciones de Bombeo en el tramo Arica – Refinería

(Fuente: Elaboración propia en base a datos de la planta)


Emisiones por Consumo de Combustible en Unidades de Bombeo

En este apartado se describe el consumo de combustibles de las Bombas en las estaciones

de bombeo en todo el trayecto de los ductos contemplados.

Para este cálculo se tomaron en cuenta las estaciones de Bombeo indicadas anteriormente

Para este cálculo se utilizaron los volúmenes de la Tabla 8:

CONSUMO DE COMBUSTIBLE

Unidades de Bombeo Gas natural

Ft3/año

Diésel Oíl

lts/año

Estación de Bombeo 1: Arica 0 1.238.468,1

Estación de Bombeo 2: SICA SICA 28.567.280 153.825

Estación de Bombeo 3: SAYARI 34.337.254 266.050

Estación de Bombeo 4: COCHABAMBA 85.861.260 0

Estación de Bombeo 5: BUENA VISTA 51.086.578 0

Estación de Bombeo 6: OCONI 48.944.588 0

Estación de Bombeo 7: SAMAIPATA 47.593.294 0

Estación de Bombeo 8: SANTA CRUZ 47.875.884 0

Estación de Bombeo 9: CHORETI 53.347.854 0

Estación de Bombeo 10: RIO GRANDE 28.330.932 0

Estación de Bombeo 11: CARANDA 31.836.803 0

TOTAL 457.781.727 1.658.343,1

Tabla 8. Consumo Combustible

(Fuente: Datos tomados de la planta)

Se utilizó la metodología descrita en el IPCC para combustión estacionaria en industrias

energéticas.

La fórmula utilizada fue la siguiente:

Emisiones

(

)


O+(

)

(

) H4

Emisiones por consumo de combustible en Generación eléctrica (Grupos

electrógenos)

En este apartado se describe el consumo de combustibles de los equipos de generación

eléctrica en las estaciones de bombeo en todo el trayecto de los ductos contemplados.

Para estos cálculos se utilizaron los consumos de la Tabla 9.

CONSUMO DE COMBUSTIBLES

Equipo: Grupos Electrógenos Gas natural

Ft3/año

Diésel Oíl

lts/año

Estación de Bombeo 1: Arica 954.337,5

Estación de Bombeo 2: SICA SICA 6.934.200 0

Estación de Bombeo 3: SAYARI 4.470.700 0

Estación de Bombeo 4: COCHABAMBA 0 0

Estación de Bombeo 5: BUENA VISTA 7.011.642 0

Estación de Bombeo 6: OCONI 8.703.552 0

Estación de Bombeo 7: SAMAIPATA 8.680.800 0

Estación de Bombeo 8: SANTA CRUZ 9.555.600 0

Estación de Bombeo 9: CHORETI 8.492.400 0

Estación de Bombeo 10: RIO GRANDE 0 0

Estación de Bombeo 11: CARANDA 2.961.815 0

Tabla 9. Consumo de Combustible de Equipos

(Fuente: Elaboración propia consumo de combustible de Equipos)

Para este cálculo se utilizó la metodología descrita en el IPCC, que vendría a ser la misma

que se ha descrito en las Emisiones por Consumo Combustible en Unidades de Bombeo.


Emisiones Fugitivas

Producidas en el transporte del petróleo crudo por ducto, desde el Puerto de Arica Chile

hasta la refinería ubicada en la ciudad de santa cruz de la sierra - Bolivia, y el transporte

desde las plantas de extracción de petróleo y gas en Bolivia hacia la refinería en Bolivia.

Para este cálculo se utilizó la metodología descrita en el IPCC para cálculo de emisiones

fugitivas en transporte de petróleo por tuberías.


Emisiones

O

+

O2+

H4.

3.2.3 Transporte Marítimo

Emisiones por consumo de Combustible en Buques Petroleros

En el transporte marítimo por buques, se tuvo en cuenta metodologías empleada por

diferentes autores como Cloquell & Santamarina (2013), Trozzi, C. (2010) y Moreno et al

(2012), los cuales coinciden en calcular las emisiones de un buque, de acuerdo a las

emisiones calculadas de cada una de las fases de la travesía marítima. Dentro de estas

fases se identifican: la navegación, la maniobra y el tiempo del buque en el puerto

(atracado). De esta forma las emisiones totales de GEI en el transporte marítimo son el

resultado de las emisiones en las fases anteriores:

Teniendo en cuenta lo anterior como idea principal para calcular las emisiones en cada una

de las fases se tuvo en cuenta la siguiente formula:

(

)

Fuente: Dirección web de referencia de la metodología: http://huelladecarbono.minenergia.cl/transporte-maritimo.

http://huelladecarbono.minenergia.cl/transporte-maritimo


Con respecto a las emisiones de vuelta se adjudicó una emisión del 50% sobre el viaje de

ida, ya que es conocido que los barcos no suelen volver de vacío al punto de partida.

Emisiones por Venteo

En este apartado se cuantifico las emisiones por venteo producidas por el transporte de

petróleo crudo por barco desde los puertos marítimos en los países exportadores de

petróleo a Bolivia hasta el puerto de Arica - Chile, donde posteriormente es transportado a

Bolivia por ducto.

Se utilizó la metodología descrita en el IPCC, utilizando los factores de USA 2012 ―Inventory

of U.S. Greenhouse Gas Emissions and Sins 1990-2011

Se utilizó la siguiente fórmula para el cálculo:

Emisiones

(

)

O+(

)

O2+

H4.

Emisiones por Venteo en Carga de Crudo a los Buques

En este apartado se cuantifico las emisiones por venteo producidas en la carga y descarga

de los barco en los cuales se realiza el transporte de crudo hacia Bolivia.

Se utilizó la metodología descrita en el IPCC, utilizando los factores de CORINAIR 2007

Emisiones

(

)

O+(

)

O2+

H4.

FACTORES DE EMISION ETAPA TRANSPORTE

CO2 N20 CH4 Unidades Fuente

Factores de emisión en Transporte de petróleo por Ducto fuera de Bolivia

Emisiones Fugitivas 4,9E-7 5,4E-6 Gg/1000 m3 petróleo IPCC ,2006


transp.

Transporte de petróleo por Ducto en Bolivia

Factores de Emisiones por Consumo Combustible

Diésel Oíl 74100 0,6 3,0 Kg/Tj IPCC ,2006

Gas natural 56100 0,1 1,0 Kg/Tj IPCC ,2006

Emisiones Fugitivas 4,9E-7 5,4E-6 Gg/1000 m3 petróleo transp.

IPCC ,2006

Transporte marítimo

Factores de Emisión por Consumo Combustible en Buques

77400 2,0 7,0 Kg/Tj IPCC ,2006

Factores de Emisión por Venteo Transporte Crudo Buque

1,29E-5

Gg/10 e3 m3 crudo en buque tanque

USA,2012

Factores de Emisión por Venteo carga de Crudo Buque

1,38E-5 0,0 Gg/10 e3 m3 carga crudo CORINAIR

Tabla 10. Factores de Emisión en etapa de Transporte

(Fuente: IPCC, Technical paper, Electricity – specific emission factors for grid electricity. (Agosto

2011), CORINAIR, USA 2012)

3.3 ETAPA DE REFINACIÓN

La refinación es el proceso que se encarga de la transformación de los hidrocarburos en

productos derivados, para el caso de estudio se tienen los siguientes volúmenes de

producción utilizados para desarrollar los cálculos:

Elaboración de Petróleo Crudo : 6.775.741 Bbls/año

Productos Terminados Bbls/año Tn/año % Producción

G. L. P. 232.244,62 20.123,55 3,43

GASOLINA ESPECIAL 2.238.774,92 264.243,91 33,04

GASOLINA PREMIUM 20.855,60 2461,60 0,31

JET FUEL 503.153,57 65.240,75 7,43

KEROSENE 5061,07 658,51 0,07

DIESEL OIL 1841.648,12 24.8091,23 27,18

Tabla 11. Recepción de Producto

Fuente: Elaboración propia


En la etapa de Refinación se tuvieron en cuenta las siguientes emisiones:

Emisiones por consumo de combustible

Se calculó las Emisiones por Consumo de combustible en la Refinería

Los factores emisión fueron tomados del IPCC 2007. Se utilizó la siguiente fórmula para

desarrollar el cálculo:

)

Emisiones por Combustión en hornos y calderas

Se calculó las Emisiones por Consumo de combustible en la combustión en los Hornos y

calderas en Refinería. Los factores emisión fueron tomados del IPCC 2007. Se utilizó la

siguiente fórmula para desarrollar el cálculo:

)

Emisiones Fugitivas

En este párrafo se calcularon las emisiones fugitivas producidas en la refinería, se utilizó el

método y los factores del IPCC

Emisiones por combustión en Flare en la refinería.

Los factores emisión fueron tomados del API Compendium. Debido a que la mezcla de

emisiones no es conocida, las emisiones de CO2 debido a los Flare se estiman con un 98%

de eficiencia de combustión en la conversión en el flare del carbono en el gas a CO2, como

muestra la siguiente ecuación.

Este cálculo es consistente con la ubicación de factores de emisión de Flare ( E&P fórum,

1994)

[ (

)

]


Dónde:

Volumen molar = conversión de volumen molar a masa (379,3 ft3/lbmole ó 23,685

m3/kgmole)

MWCO2 = peso molecular CO2

Conversión masa = Tn/ 2204,62 lb ó Tn/1000kg.

A= número de moles de carbón de un hidrocarburo particular

B= moles de CO2 presentes en la corriente de gas al flare.

Para las emisiones de CH4 procedentes de los flare, la práctica general de la industria

supone el 0,5% residual, de CH4 sin quemar que queda en el gas quemado para diseño y

operación en flare, como en las refinerías.

La ecuación general de emisiones de CH4 de Flare es:

Dónde:

% residual CH4 = fracción de no combustión de la corriente al flare (default = 0,5% a 2%)

Conversión Volumen molar= conversión de volumen molar a masa (379,3 ft3/ lb mole ó

23,685 m3/kgmole)

MW CH4 = Peso molecular de metano

Para el cálculo de N2O se utilizaron factores del IPCC, en el cual existen factores para

países desarrollados y países en transición.


Donde.

V= volumen producido o refinado (m3, ft3, Bbl)


Para el caso de Bolivia, IPCC no presenta factores de emisión para países con economías

en transición. Por lo tanto no se tomó en cuenta las emisiones de N2O.

Los factores utilizados en la etapa de Refinación, se relacionan en la tabla 12.

Transporte de personal.

En este apartado se cuantifico las emisiones por consumo de combustible de los vehículos

propiedad de la refinería.

Se utilizó la metodología descrita en el IPCC

Emisiones

(

)

O+(

)

O2+(

) H4.

Emisiones por Consumo de electricidad en oficinas de la Refinería:

En este apartado se calculó las emisiones generadas por el consumo de electricidad

consumida en las oficinas propiedad de la refinería, la misma que fue generada en el Sin

sistema interconectado nacional de Bolivia.

Se utilizó el factor por emisiones de electricidad consumida para CH4, CO2, N2O del

Technical paper , Electricity – specific emission factors for grid electricity. (Agosto 2011), que

tiene emisiones por consumo de electricidad de acuerdo a la ubicación geográfica.

Emisiones

( )

( ) O

+( )

Los factores de emisión utilizados en la etapa de Refino, se encuentran relacionados en la

Tabla 12.


CO2 N2O CH4 Unidades Fuente

Factores de Emisión por

consumo de

combustible

Gas Natural 56.100 0,1 1 Kg/Tj IPCC.2006

Gas combustible

57.600

0,1

1

Kg/Tj

IPCC.2006

Gasolina Especial 69300 5,7 3,8 Kg/Tj IPCC ,2006

Factores de Emisión

Fugitivas 0,0000026

Gg/10 e3 m3

carga crudo IPCC

Factores de Emisión

Combustión Flare API compendium

Tabla 12. Factores de Emisión Etapa de Refinación

(Fuente: IPCC, API COMPENDIUM, Technical paper , Electricity – specific emission factors for grid

electricity. Agosto 2011)

3.4 ETAPA DE DISTRIBUCIÓN

En este apartado se cuantifico las emisiones por consumo de combustible de los camiones

cisternas que transportan los productos terminados a las plantas de almacenaje en toda la

gestión.

Para este cálculo se determinaron los kilómetros recorridos, el consumo de combustible y el

volumen transportado por viaje del GLP, Gasolina Especial, Gasolina Premium, Diésel Oíl

utilizando la metodología descrita en el IPCC.

Además se pretendió cuantificar las emisiones fugitivas originadas en el transporte del Jet

fuel y Kerosene por ductos hacia las plantas de almacenajes, pero debido a que estas

emisiones son despreciables no se consideraran en el alcance de este trabajo.

Emisiones

(

)


O+(

)

O2+(

) H4.

Los factores utilizados en la etapa de Distribución fueron los que se encuentran relacionados

en la Tabla 13:

CO2 N2O CH4 Unidades FUENTE

Transporte de petróleo por Ducto fuera de Bolivia

Factores de Emisión por

consumo de combustible en

cisternas Diésel Oíl

74.100

3,9

3,9

Kg/Tj

IPCC

Tabla 13.Factores de Emisión en Etapa de Distribución

(Fuente: IPCC)

Sintetizando la información mencionada en esta sección, en la Tabla 14 se muestran las

fuentes de emisión involucradas en el presente inventario, la metodología de cuantificación,

las fuentes de información y los factores de emisión utilizados.

Emisiones asociadas a: Metodología de cuantificación Fuente de

información Factores utilizados

EXTRACCION

Plantas de producción de gas y petróleo en Bolivia

Emisiones por Consumo de combustible

Datos de la actividad multiplicados por el factor de emisión de GEI

Balance de la planta

Factores de emisión IPCC

Emisiones Fugitivas Datos de la actividad multiplicados por el factor de emisión de GEI


Factores de emision IPCC

Emisiones Combustión Flare Datos de la actividad multiplicados por el factor de emisión de GEI


Factores de emision API COMPENDIUM


Plantas de producción de petróleo fuera de Bolivia

Emisiones por consumo Comb. (OGP)



Factores de emision OGP

TRANSPORTE

Transporte de petróleo por ducto hacia refinería

Emisiones por Consumo Combustible en Unidades de Bombeo


Registro de consumo de combustibles equipos


Emisiones por consumo de combustible en Generación eléctrica (Grupos electrógenos)







Transporte de petróleo por ducto fuera de Bolivia




Emisiones consumo de energía eléctrica por transporte por ducto fuera de Bolivia



Technical paper , Electricity – specific emission factors for grid electricity. (Agosto 2011)


Consumo de combustible en buque Datos de la actividad multiplicados por el factor de emisión de GEI



Emisiones Venteo Transporte Crudo Buque


Volumen de petróleo transportado

USA 2012

Emisiones Venteo carga de Crudo Buque


Volumen de petróleo transportado

CORINAIR

Transporte de personal

Transporte vehículos Refinación Datos de la actividad multiplicados por el factor de emisión de GEI



REFINACION

Emisiones por consumo de combustible en Generación eléctrica





Emisiones Combustión en hornos Datos de la actividad multiplicados por el factor de emisión de GEI



Emisiones Combustión en calderas Datos de la actividad multiplicados por el factor de emisión de GEI






Emisiones Combustión Flare Datos de la actividad multiplicados por el factor de emisión de GEI



Emisiones por Consumo de electricidad en oficinas Refinería


Registro de consumo de electricidad

Technical paper , Electricity – specific emission factors for grid electricity. (Agosto 2011).

DISTRIBUCIÓN

Emisiones por consumo de combustible en cisternas




Tabla 14. Información Inventario

(Fuente: Elaboración propia en base a requerimientos de la Norma NB ISO 14064-1)


4. RESULTADOS Y ANALISIS

4.1 RESULTADOS DE LAS EMISIONES DE GEI

Una vez calculadas todas las emisiones de todas las etapas, aplicando la metodología y las

fórmulas que se han descrito en el presente documento se debe proceder a realizar la

asignación de las emisiones por producto.

Esta asignación se va a realizar en función de la cantidad de producto de cada tipo que

produce la refinería, es decir se va a aplicar una ―asignación en masa‖ de producto.

G . L . P. GASOLINA

ESPECIAL

GASOLINA

PREMIUM JET FUEL KEROSENE

DIESEL

OIL

Producción Bbls/año 232.245 2.238.775 20.856 503.154 5.061 1.841.648

PCI (MJ/T) 46.000 44.800 44.800 45.000 45.000 43.330

% de producción de

cada producto 3,43 % 33,04 % 0,31 % 7,43 % 0,07 % 27,18 %

Emisiones totales

Co2 20.095,77 193.717,74 1.804,60 43.537,10 437,93 159.354,97

Huella producto (T

CO2e /T producto) 0,920 0,676 0,676 0,615 0,613 0,592

Huella producto

gCO2/MJ 20,03 15,09 15,09 13,65 13,60 13,67

Tabla 15. Resultado de Huella de Carbono



La distribución de emisiones de GEIs de los productos analizados están en el orden de 0.59

a 0.92 TCO2e/T Producto, siendo el de mayor valor el GLP con 0.92 TCO2e/T GLP, seguido

de las Gasolinas Premium y Especial con 0.68 TCO2e/T Producto, el Jet Fuel cuenta con

0.62 TCO2e/T Producto, el Kerosene con 0.61 TCO2e/T Producto y el de menor valor de

asignación es el Diésel Oíl con 0,592 TCO2e/T Producto. A continuación se realiza la

descripción grafica de los datos obtenidos.

Gráfico 7. Emisiones de GEIs de productos t CO2e/t Producto


0,921

0,676 0,676 0,615 0,613 0,592

EMISIONES DE t CO2e/t PRODUCTO

G . L . P . GASOLINA ESPECIAL GASOLINA PREMIUM JET FUEL KEROSENE DIESEL OIL


Gráfico 8. Resumen de Emisiones en t CO2e/ t PRODUCTO

Fuente: Elaboración Propia

Gráfico 9. Resumen de Emisiones en gCO2e/ MJ de los productos


0,921

0,676 0,676 0,615 0,613 0,592

0,173 0,127 0,127 0,116 0,115 0,111

0,060 0,044 0,044 0,040 0,040 0,038

0,687

0,505 0,505 0,459 0,458 0,442

0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001

G . L . P . GASOLINAESPECIAL

GASOLINAPREMIUM

JET FUEL KEROSENE DIESEL OIL

EMISIONES EN t CO2e/t PRODUCTO

TOTAL EXTRACCIÓN TRANSPORTE REFINACIÓN DISTRIBUCIÓN

20,03

15,09 15,09 13,65 13,60 13,67

Emisiones de gCO2/MJ

GLP Gasolina Espc. Gasolina Premiun Jet Fuel Kerosene Diesel


A continuación se presenta a detalle la huella de producto por etapas:

Gráfico 10. Resumen de Emisiones de GLP en: t Co2e/t Producto y g CO2e/ MJ


Gráfico 11. Resumen de Emisiones de gasolina Especial en: t Co2e/t Producto y g CO2e/ MJ


3,76 1,29

14,93

0,04

20,03

0,17

0,06

0,69

0,00

0,92

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00

EXTRACCION TRANSPORTE REFINO DISTRIBUCION TOTAL

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

18,00

20,00

22,00

t Co2e/t Producto g CO2e/Mj Huella de carbono de producto : GLP

2,83

0,98

11,26

0,03

15,09

0,13

0,04

0,50

0,00

0,68

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80


0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

18,00

20,00

22,00t Co2e/t Producto g CO2e/Mj

Huella de carbono de producto :Gasolina Especial


Gráfico 12. Resumen de Emisiones de Gasolina Premium en: t Co2e/t producto y g CO2e/ MJ


Gráfico 13. Resumen de Emisiones de Jet Fuel en: t Co2e/t Producto y g CO2e/ MJ


2,83

0,98

11,26

0,03

15,09

0,13

0,04

0,50

0,00

0,68

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80


0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

18,00

20,00


Huella de carbono de producto: Gasolina Premium

2,57

0,88

10,20

0,00

13,65

0,12

0,04

0,46

0,00

0,61

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70


0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

18,00

20,00


Huella de carbono de producto de Jet Fuel


Gráfico 14. Resumen de Emisiones de Kerosene en: t Co2e/t Producto y g CO2e/ MJ


Gráfico 15. Resumen de Emisiones de Diésel Oíl en: t Co2e/t Producto y g CO2e/ MJ


2,56

0,88

10,17

0,00

13,60

0,12

0,04

0,46

0,00

0,61

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70


0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

18,00

20,00


Huella de carbono de producto de Kerosene

2,57

0,88

10,20

0,02

13,67

0,11

0,04

0,44

0,00

0,59

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70


0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

18,00

20,00


Huella de carbono de producto : Diesel Oil


5. OPORTUNIDADES DE REDUCCIÓN Y RECOMENDACIONES

Instituir y mantener un compromiso interno de la empresa para la reducción de GEI

La legislación actual en Bolivia no exige la cuantificación y el reporte de las emisiones de

GEI en la industria petrolera, por lo tanto el cálculo de las emisiones de gases de efecto

invernadero seria de forma voluntaria, y debe ser implantada y soportada a partir del

plan estratégico de la empresa.

Mejorar logísticas de distribución de hidrocarburos hacia las plantas de almacenaje,

actualmente la distribución del GLP, Gasolina Especial, Gasolina Premium y Diésel Oíl

es realizada por transporte terrestre utilizando Cisternas; se podría construir un ducto

hacia la planta de almacenaje más cercana, de esta manera se reduciría las emisiones

de GEI producidas por el consumo de combustible en los camiones cisternas.

Reducir el consumo de energía eléctrica en motores y bombas, por medio de la

instalación de variadores de frecuencia que disminuirán la potencia de arranque de

estos equipos.

Instalar temporizadores y detectores de presencia en los edificios, en zonas

auxiliares o a campo abierto, automatizar el encendió de acorde al periodo del año.

Adicionalmente se debe realizar un cambio de luminarias por modelos de bajo consumo

de esta manera se podrá reducir el tiempo de uso de la iluminación y la reducción del

consumo eléctrico o gas.

Instalación de limitadores de caudal para reducir el consumo de agua en edificios, de

esta manera se optimizara la energía eléctrica necesaria para el bombeo y distribución

del agua dentro las plantas.

Cambio de combustibles de consumo donde sea viable tecnica y economicamente.

Ya que existe un gran porcentaje de motores que funcionan con Diesel Oil; hornos y

calderas que trabajan con combustible liquido (Fuel Oil), la migracion de estos

combustibles a gas natural producirira una reduccion las emisiones de GEI, siempre y

cuando exista un abastesimiento continuo de este combustible ( gasoducto hacia la

instalacion)


El cambio de combustible liquido a gas producira un ahorro energetico , reduciendo

el coste del combustible, produciendo mayor rendimiento energetico en el equipo,

eliminando las emisiones de SO2 , y reduciendo las emisiones de CO2.

El cambio de combustible requerira un menor mantenimiento en las instalaciones.

Cambio de tecnologias mas eficientes como ser el cambio de catalizadores de ultima

generacion en las unidades de reformacion catalitica de la refineria YPFB, puesto que

actualmente se esta trabajando con catalizadores antiguos que provocan un

rendimiento menor en la produccion de la planta y un consumo adicional de combustible

para mantener las condiciones de operación optimas para poder mantener el

rendimiento de los catalizadores, Tambien es recomendable la sustitucion de

quemadores de hornos y calderos con mayor eficiencia que requieran menor consumo

de combustible .

Utilizar fuentes de energias renovables , como energia solar o eolica en sistemas de

baja criticidad.

Incremento del volumen de procesamiento en la refinería con esto se logra producir

mayor cantidad de producto terminado con la misma cantidad emisora, por lo tanto se

reduce la emisión de GEI por producto elaborado.

Medidas de eficiencia energética- cogeneración: utilizando combinación de calor y

generación eléctrica en la cual el calor desperdiciado proveniente de la producción de

electricidad se utiliza en la refinería.

RECOMENDACIONES

Continuar con el proceso de uso de gas natural para generación electrica,

contribuyendo de esta manera a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

Establecer programas de capacitacion en materia energetica para concientizar al

personal.

Realizar auditorias energeticas periodicas .


Establecer una sistemática de identificación de proyectos con potencial de reducción

de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI), que involucren la recuperación

adicional de hidrocarburos o el ahorro en el consumo de energéticos.

Dar a conocer mediante un informe las emisiones halladas y las oportunidades de

reducción si lo amerita.

A partir de este informe inicial se pueden realizar acciones correctivas y preventivas

para disminuir la emisión de GEI, y posteriormente verificar si están dando resultado.

Establecer metas internas o indicadores en la empresa a nivel gerencial, que

permitan hacer seguimiento a las emisiones anuales y las reducciones propuestas.

Estudiar la viabilidad de poder Recuperar del gas que es enviado a la antorcha o

Flare de la refinería y reutilizarlo como combustible en hornos y calderas, por lo que se

lograra reducir el consumo de gas natural y fuel oil; ya que se evidencio que la mayor

parte de GEI provienen de esta etapa de Refino.

Crear un Sistema de Gestión de GEIs, como herramienta informática con la finalidad

de implantar soluciones técnicas para hacer inventarios en todas las fuentes de emisión,

monitorear, reportar y mejorar los procesos, haciendo énfasis en la frase lo que no se

mide no se mejora, esto para aumentar el conocimiento del funcionamiento de la

compañía


6. CONCLUSIONES

Para el cálculo de la huella de los productos en una industria de gas y petróleo es necesario

realizar una asignación de emisiones etapa por etapa, para luego dividir el resultado

obtenido entre la producción en masa o volumen de cada producto.

La etapa de recopilación de datos para el desarrollo de los cálculos es muy compleja, debido

a que cada etapa del alcance puede abarcar operaciones en distintos países, dificultando la

recopilación de datos, adicionalmente el transporte del petróleo crudo se realiza por barcos y

ductos; recopilar los balances y registros de consumo de combustible de todos los equipos

incluidos en el alcance, Identificar los recorridos, volúmenes trasportados y consumos de

combustibles de los camiones cisternas es una tarea moroso.

En el caso de estudio se obtuvieron los siguientes resultados:

Se puede evidenciar que el mayor porcentaje de emisiones de GEI proviene de la

etapa de Refino, aportando con un 74.64%, Seguido de la etapa de extracción con

un 18.78% y la etapa de transporte contribuye con un 6.47 %, siendo despreciable la

aportación de la etapa de distribución.

Por lo tanto se deben realizar acciones para disminuir las emisiones de GEI en las etapas de

Refino, Extracción y transporte, en orden de importancia.

La presentación y comunicación de los resultados de este estudio permitirá a la empresa

mejorar su imagen en relación con su comportamiento ambiental, incentivando a la empresa

a reducir sus emisiones de GEI.


BIBLIOGRAFIA

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invernadero. Volumen 2. Energía. Capítulo 2.Combustion estacionaria. Cuadro 2.2 Factores

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gas de efecto invernadero por Tj sobre una base calórica neta).


invernadero. Volumen 2. Energía. Capítulo 3: Combustión móvil. Cuadro 3.2.2 Factores de

Emisión por Defecto De N2O y CH4 Del Transporte Terrestre y Rangos de Incertidumbre


invernadero. Volumen 2. Energía. Capítulo 4: Fugitive Emissions. Cuadro 4.2.5 Factores de

Emisión de Nivel 1 para las emisiones fugitivas (Incluidas el venteo y la quema en antorcha)

procedentes de las operaciones de petróleo y gas en los países en desarrollo y en los

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Cálculos de la huella de carbono de los puertos del mediterraneo- pagina 771. Calculo de

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tabla 4. factores de emision para diferentes tipos de fuel por tipo de motor . pag 6/12

table 8.Installed main engine power as a function of gross tonnage (GT). pag 8/12

table 10. Average cruise speed and average duration of in-port activities pag 10/12

table 11.Estimated % load of MCR (Maximum Continuous Rating) of Main and Auxiliary

Engine for different ship activity pag 10/12

Presentación power point . Emissions from Maritime Transport. autores : Juan Moreno y

Vanesa Duran . Universidad de Cádiz. Factor de carga aplicable para calcular la potencia

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INVERNADERO (GEI). oficina catalana del cambio climático.2012. Pag 33/75 transporte

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ATTERHORN%20SPIRIT

https://www.q88.com/viewship.aspx?id=973F0FA6C13560BBE00340170B7B7A14&vessel=

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http://www.searoutefinder.com/

http://huelladecarbono.minenergia.cl/transporte-marítimo.

http://www.marinetraffic.com/

http://www.q88.com/

http://www.searoutefinder.com/

http://huelladecarbono.minenergia.cl/transporte-mar%C3%ADtimo


ANEXOS


ANEXO 1- : GREENHOUSE GAS GLOBAL WARMING POTENCIALS


ANEXO 2. UNIDADES DE CONVERSIÓN


ANEXO 3. .Formula de la metodología adoptada por Trozzi (2010)

ANEXO 4. Caracterización del Heavy Fuel Oil para el Transporte Marítimo

ANEXO 5. Potencias de Motor


ANEXO 6. Factores de Emisión de Electricidad Generado


ANEXO 7. Emisiones Asignadas en base al volumen procesado por YPFB

EMISIONES DE GEI Resultado de Emisiones en

los calculos TonCO2e

Emisiones asignadas de

acuerdo al volumen

procesado en YPFB

Plantas de producción de gas y petróleo en Bolivia Tn Co2e/año Tn Co2e/año

Combustión Flare 6.218.913,00 1,35

Consumo combustible 198.293.968,34 19,91

Emisiones Fugitivas 323,00 0,007

Plantas de producción de petróleo fuera de Bolivia

Emisiones consumo Comb. (OGP) 112.210,45 101.428,62

Transporte de petróleo por ducto hacia refinería

Consumo Combustible Unidades de Bombeo 8.773,20 8.782,65

Consumo Combustible Grupos electrógenos 2.867,30 838,11


Transporte de petróleo por ducto fuera de Bolivia

Emisiones consumo energia eléctrica 1.761,42 1.592,17



Consumo de combustible en buque 25.414,42 22.972,45

Emisiones Fugitivas Transporte Crudo Buque 246,36 246,36

Emisiones Fugitivas carga de Crudo Buque 263,55 263,55

Refinería

Generación eléctrica Turbinas y motogeneradores 22.713,00 22.713,26

Combustión en hornos 97.245,00 97.245,00

Combustión en calderas 38.397,00 38.397,32

Transporte vehículos 99,29 99,29

Combustión Flare 244.585,00 244.585,00



Consumo electricidad oficinas 224,10 224,10

Distribución de productos terminados de Refinería

Transporte en cisternas 588,25 626,14

Total 540.354,43


ANEXO 8 Glosario

DEFRA Department for Environment, Food and Rural Affairs

Emisión de Gases de

Efecto Invernadero

Masa total de un GEI liberado a la atmosfera en un

determinado periodo.

EPA Environmental Protection Agency - Agencia de Protección

Ambiental de los Estados Unidos

Equivalente de Dióxido

de Carbono (CO2e)

Unidad para comparar la fuerza de radiación de un GEI con el

dióxido de carbono. EL equivalente de dióxido de carbono se

calcula utilizando la masa de un GEI determinado, multiplicada

por su potencial de calentamiento global

Factor de emisión de

GEI

Factor que relaciona los datos de la actividad con las emisiones

de GEI

GEI/GHG Gas de

Efecto Invernadero

Componente gaseoso de la atmosfera, tanto natural como

antropogénico, que absorbe y emite radiación a longitudes de

onda especificas dentro de radiación infrarroja emitida por la

superficie de la Tierra, la atmosfera y las nubes. Los seis

principales gases de efecto invernadero son, adoptados por

consenso en el protocolo de Kyoto, son: Dióxido de carbono

(CO2), Metano (CH4), Óxido Nitroso (N2O), Hidrofluorocarbonos

(HFC‘s), Perfluorocarbonos (PFC‘s) y Hexafluoruro de Azufre

(SF6).

GWP Potencial de Calentamiento Global. Factor que describe el

impacto de la fuerza de radiación de una unidad en base a la

masa de un GEI determinado, con relación a la unidad

equivalente de dióxido de carbono en un periodo determinado.

GLP Gas Licuado de Petróleo

IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change. Entidad creada

http://www.google.com.bo/url?sa=t&rct=j&q=Defra&source=web&cd=1&ved=0CDEQFjAA&url=http%3A%2F%2Fwww.defra.gov.uk%2F&ei=pfUqT_qxDaS22gWn9uWQDw&usg=AFQjCNFRe9UELXp0JqGY5tyhbnqfMKyN1Q


en 1988 por el World Meteorogical Organization (WMO) y el

Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente

(UNEP). Tiene el propósito de proveer al mundo de una visión

clara y científica del estado actual del conocimiento acerca del

Cambio Climático y sus impactos ambientales y socio-

económicos.

ISO Organización Internacional de Estandarización

MDL Mecanismo de Desarrollo Limpio - Es un acuerdo suscrito en el

Protocolo de Kioto establecido en su artículo 12, que permite a

los gobiernos de los países industrializados (también llamados

países desarrollados o países del Anexo1 del Protocolo de

Kioto) y a las empresas (personas naturales o jurídicas,

entidades públicas o privadas) suscribir acuerdos para cumplir

con metas de reducción de gases de efecto invernadero (GEI)

en el primer periodo de compromiso comprendido entre los

años 2008 – 2012

NB Norma Boliviana

SIN Sistema Interconectado Nacional - Es el sistema eléctrico

nacional con instalaciones de generación, transmisión y

distribución, que suministra energía eléctrica en los

departamentos de La Paz, Oruro, Cochabamba, Santa Cruz,

Potosí y Chuquisaca.

UNFCCC/CMNUCC United Nations Framework Convention on Climate Change -La

Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio

Climático fue adoptada en Nueva York el 9 de mayo de 1992 y

entró en vigor el 21 de marzo de 1994. Permite, entre otras

cosas, reforzar la conciencia pública, a escala mundial, de los

problemas relacionados con el cambio climático

http://es.wikipedia.org/wiki/Protocolo_de_Kioto

http://es.wikipedia.org/wiki/Persona_f%C3%ADsica

http://es.wikipedia.org/wiki/Persona_moral

http://es.wikipedia.org/wiki/Nueva_York

http://es.wikipedia.org/wiki/9_de_mayo

http://es.wikipedia.org/wiki/1992

http://es.wikipedia.org/wiki/21_de_marzo

http://es.wikipedia.org/wiki/1994


UNIDADES UTILIZADAS

Kg Kilogramo

Ton Tonelada

Gg Gigagramo

m3 Metro cúbico

Lt Litro

Kwh Kilowatt-hora

Tj Terajoule

Mpc Millar de pies cúbicos

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