PROGRAMA DE REDUCCIÓN DE EMISIONES (nama)

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PROGRAMA DE REDUCCIÓN DE EMISIONES (nama)
EN SISTemaS DE PROCESAMIENTO, TRANSPORTE
Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL A TRAVÉS DE
LA REDUCCIÓN DE EMISIONES FUGITIVAS
PROGRAMA DE REDUCCIÓN DE EMISIONES (nama) EN SISTemaS
DE PROCESAMIENTO, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL
A TRAVÉS DE LA REDUCCIÓN DE EMISIONES FUGITIVAS
PEMEX
Emilio Lozoya Austin
Director General de Petróleos Mexicanos
Mario Alberto Beauregard Álvarez
Director Corporativo de Finanzas
Rodolfo Campos Villegas
Subdirector de Tesorería
Ignacio Arroyo Kuribreña
Gerente de Finanzas de Carbono
Embajada del Reino Unido de la Gran
Bretaña e Irlanda del Norte en México
Excma. Judith Macgregor
Embajadora
Richard Shackleton
Primer Secretario Cambio Climático,
Energía y Desarrollo Sustentable
Mónica Buitrón
Directora de Programas
CO2 Solutions
Alfonso Lanseros Valdés
Presidente
CARBON SOLUTIONS DE MÉXICO S.A. DE C.V.
Marzo 2013
Av. Lázaro Cárdenas 1007 pte, 2° piso
Colonia Santa Bárbara
San Pedro Garza García, Nuevo León
66266, México
ÍNDICE DE CONTENIDO
1. Resumen ejecutivo
2. Datos generales de los proponentes de la nama
9
13
2.1 Petróleos Mexicanos (pemex)13
2.2 Embajada Británica en México
2.2.1 Fondo de Prosperidad de la Embajada Británica
2.3 CO2 Solutions
15
15
16
2.4 Desarrollo conjunto de un programa de reducción
de emisiones como nama17
3. Objetivos y descripción DE LA NAMA
4. Gas natural y estadísticas del mercado
19
23
4.1 Gas natural y el medio ambiente
23
4.2 Procesamiento de gas natural
23
4.3 Escenario nacional de producción, almacenamiento
y distribución de gas natural
25
4.3.1 Mercado nacional de gas natural
25
4.3.2 Red de distribución de gas natural en México
26
4.3.3 Eficiencia en el aprovechamiento de gas natural
26
4.4 La industria del gas natural en el mundo
27
4.5 Normatividad nacional e internacional sobre el transporte
de gas natural
4.6 Fuentes de emisiones en el sistema de gas natural
30
33
4.7 Detección y reparación de fuentes generadoras
de emisiones fugitivas
37
4.7.1 Métodos de la epa aplicables para la detección
y estimación de emisiones fugitivas
39
4.7.2 Prácticas y tecnologías recomendadas por el programa
Natural Gas star40
5. metodología para cuantificar la reducción de emisiones
derivada del proyecto
43
5.1 Línea base
44
5.2 Actividad de proyecto
44
5.3 Fronteras del proyecto
44
5.4 Programa avanzado de detección y reparación de emisiones
fugitivas45
5.5 Aplicabilidad de la metodología
46
5.6 Metodología: adicionalidad y cálculo de reducción
de emisiones
47
5.6.1 Paso 1: Descripción del programa avanzado de
detección y reparación de emisiones fugitivas
de la actividad de proyecto
48
5.6.2 Paso 2: Comprobación de la adicionalidad de la
actividad de proyecto
49
5.6.3 Paso 3: Determinación de la vida de la actividad
de proyecto
5.6.4 Paso 4: Cálculo de las emisiones de línea base
50
51
5.6.5 Paso 5: Cálculo de las emisiones de la actividad de proyecto 53
5.6.6 Paso 6. Cálculo de la reducción de emisiones de la
actividad de proyecto
55
5.7 Monitoreo de la actividad de proyecto
55
5.7.1 Establecimiento de una base de datos
55
5.7.2 Recolección de datos durante la implementación
del proyecto
5.8 Requerimientos de monitoreo
6. mecanismo de validación y registro
56
56
57
6.1 Mecanismo de validación análogo al seguido bajo el mdl
o el vcs59
6.2 M
ecanismo dictado por la fuente de financiamiento obtenida
por una actividad de proyecto específica
60
7. verificación
61
8. metas de reducción de emisiones
63
8.1 Reducción estimada
63
8.2 Balance de materia y energía para el sistema nacional
de procesamiento, transporte y distribución de gas natural
9. financiamiento del proyecto
65
67
9.1 Proyecto mdl de reducción de emisiones “Reducción de
emisiones de metano en el sistema de distribución de gas
natural en la República de Armenia”
67
9.2 P
royecto mdl de reducción de emisiones “Reducción de
fugas en equipo de distribución de gas sobre el suelo en
la red de distribución de gas UzTransgaz-Markazgaz (UzTG)”
69
9.3 Financiamiento estimado para la nama69
10. beneficios de la implementación de la nama
10.1 Otros beneficios
71
72
Anexos73
Anexo I: Clasificación de fugas de acuerdo a la nom-009secre-2002 “Monitoreo, detección y clasificación de
fugas de gas natural y gas lp, en ductos”
74
Anexo ii: Prácticas y tecnologías recomendadas por el
programa Natural Gas star74
Anexo IIi: Factores de emisión para el cálculo de emisiones
77
Anexo IV: Equipo de monitoreo
81
Anexo V: Parámetros a monitorear
83
Anexo VI: Plantilla de documento de proyecto
90
Anexo vII: Plantilla de reporte de monitoreo
95
Anexo vIIi: Plantilla de reporte de validación
102
Anexo IX: Plantilla del reporte de verificación
107
Referencias113
agradecimientos115
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Mapa de Infraestructura de transporte de gas natural
22
Figura 2. Etapas del procesamiento del gas natural
24
Figura 3. Producción de gas natural
25
Figura 4. Producción mundial de gas seco, 2006
29
Figura 5. Esquema sobre la reducción de emisiones
44
Figura 6. Proceso de validación
60
Figura 7. Proceso de verificación
61
Figura 8. Balance de materia y energía para el Sistema Nacional
65
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Principales empresas petroleras por nivel de producción
de gas seco en 2005
28
Tabla 2. Métodos de detección y medición de fugas
38
Tabla 3. Resumen de técnicas de detección y monitoreo
38
Tabla 4. Prácticas y tecnologías recomendadas por el programa
Natural Gas star de la epa41
Tabla 5. Factores predeterminados de emisiones fugitivas de CH463
Tabla 6. Producción de energía primaria 2009-2011 (Petajoules)
64
Tabla 7. Potencial de reducción de emisiones fugitivas (tCO2e)64
Tabla 8. Resumen de incentivos económicos para casos
ejemplo similares a la nama a nivel internacional
70
ACRÓNIMOS
apiInstituto
Americano del Petróleo (por sus siglas en inglés, Ameri-
can Petroleum Institute).
cmnucc
Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático.
doeEntidad Operativa Designada (por sus siglas en inglés, Designated
Operational Entity).
dp
Documento de Proyecto para la nama.
ed
Entidad Designada.
ec
Entidad Coordinadora.
ema
Entidad Mexicana de Acreditación.
epaAgencia
de Protección Ambiental de los Estados Unidos. epa por
sus siglas en inglés, Environmental Protection Agency.
gei
Gases de Efecto Invernadero.
gnl
Gas Natural Licuado.
mdl
Mecanismo de Desarrollo Limpio.
mcMemoria
de cálculo de reducción de emisiones de la actividad de
proyecto.
nama
Acciones
Nacionales Apropiadas de Mitigación (por sus siglas en
inglés, Nationally Appropriated Mitigation Action).
pecc
Programa Especial de Cambio Climático.
pemex
Petróleos Mexicanos.
pep
pemex
Exploración y Producción.
pgpb
pemex
Gas y Petroquímica Básica.
picc
Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático.
pp
Proponente de proyecto.
ppq
pemex
Petroquímica.
pr
pemex
Refinación.
vcsEsquema Voluntario de Proyectos de Reducción de Gases de Efec-
to Invernadero (por sus siglas en inglés, Verified Carbon Standard).
PROGRAMA DE REDUCCIÓN DE EMISIONES (NAMA) EN SISTEMAS DE PROCESAMIENTO, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL A TRAVÉS DE LA REDUCCIÓN DE EMISIONES FUGITIVAS
8
1. RESUMEN EJECUTIVO
En 2011, la Conversión Marco de Naciones
Unidas sobre el Cambio Climático (cmnuccc)
publicó las posiciones oficiales y las diversas acciones de mitigación identificadas por
los países en vías de desarrollo en el ámbito de las Acciones Nacionales Apropiadas de Mitigación (nama, por sus siglas en inglés, Nationally Appropriate Mitigation Actions). México, en dicho documento,
estableció la siguiente declaración:
México comunicó que busca reducir sus emisiones de Gases de Efecto
Invernadero (gei) en hasta un 30% en comparación con el escenario de
la práctica usual del sector para el 2020. Agregó que la completa implementación de su Programa Especial de Cambio Climático (pecc), adoptado en 2009, el cual incluye la implementación de un conjunto nama
en todos los sectores relevantes, alcanzaría una reducción de emisiones anual de 51 Mt de CO2 eq. para el 2012, comparado con el escenario de práctica usual para el sector.1
De esta forma se establece el interés de México por desarrollar nama,
identificando inicialmente las acciones de mitigación establecidas en
el pecc.2 En este programa, que constituye un instrumento de política
pública que ayuda a identificar las áreas vulnerables ante los efectos
del calentamiento global, y como el costo asociado a la inacción, se
establecieron objetivos y metas plenamente identificados y cuantificables, que deberían cumplirse hacia el año 2012. Con esto se busca
asegurar la sustentabilidad ambiental mediante la participación responsable del cuidado, junto con la protección, preservación y aprovechamiento de los recursos naturales del país, para lograr afianzar el
desarrollo económico y social, sin comprometer el patrimonio natural
y la calidad de vida de las generaciones futuras.
Es así como Petróleos Mexicanos (pemex) con el patrocinio del Fondo de Prosperidad por parte de la Embajada Británica en México
1
“Compilation of information on nationally appropriate mitigation actions to be
implemented by Parties not included in Annex I to the Convention”, unfccc Framework
Convention on Climate Change, 18 de marzo 2011, http://unfccc.int/resource/docs/
2011/awglca14/eng/inf01.pdf
2
http://www.sectur.gob.mx/es/sectur/Programa_Especial_de_Cambio_
Climatico_pecc
9
solicitó a la empresa CO2 Solutions su apoyo para estructurar una
nama centrada en la reducción de emisiones fugitivas en los sistemas
de procesamiento y transporte de gas natural de México, de forma que
sea posible alcanzar una reducción de emisiones de CO2 equivalente significativa que permita coadyuvar a alcanzar las metas establecidas en el país.
El gas natural es el combustible fósil más limpio y gracias a sus
precios competitivos (en promedio 3.86 usd/mmbtu durante 2011),
10
y beneficios ambientales, está ganando importancia en los mercados
internacionales. El sistema de procesamiento y transporte de gas natural en México cuenta con 19 estaciones de compresión, 12,295.9 km
de ductos, diez complejos procesadores de gas, 20 plantas criogénicas y 20 terminales de producción de gas licuado, pertenece en su
gran mayoría a pemex y presenta un área de oportunidad que esta nama
busca traducir en reducción de emisiones.
El objetivo de esta nama es el establecimiento de una plataforma
que permita incentivar actividades de proyecto de reducción de emisiones fugitivas en los distintos componentes del sistema de procesamiento, transporte y distribución de gas natural en México.
Las actividades de proyecto registradas bajo esta nama deberán
significar avances con respecto a las prácticas actuales del sector, en
muchas ocasiones acompañadas de avances tecnológicos, y en todos
los casos reducciones de emisiones para México.
El potencial de reducción de emisiones estimado para esta nama
es de aproximadamente 3 millones de toneladas de CO2 equivalente
al año, el cual de alcanzarse en su totalidad permitiría que la eficiencia en el nivel de emisiones fugitivas del sistema de procesamiento,
transporte y distribución de gas natural de México se pusiera a la par
de la alcanzada por los países como Estados Unidos y Canadá, que
poseen el menor factor de emisiones fugitivas, calculo que se presenta a detalle en la sección de “Meta de reducción de emisiones”.
Las emisiones fugitivas de los sistemas de gas natural pueden ser
difíciles de medir con exactitud debido a la gran variedad de fuentes;
por esta razón, a lo largo del documento se revisan las prácticas nacionales e internacionales de detección y reparación de fugas y el
manejo de programas de mantenimiento enfocados en minimizar las
emisiones fugitivas en la industria del gas natural. Adicionalmente se
revisan opciones tecnológicas recomendadas por participantes del
programa Natural Gas star de la Agencia de Protección Ambiental
de Estados Unidos (epa, por sus siglas en inglés, Environmental Protection Agency).
Como se revisará en la sección de “Beneficios de la Implementación de la nama”, producto de esta nama, pemex, la Embajada Británica
en México y CO2 Solutions, buscan contribuir al desarrollo sostenible
de México.
11
12
2. DATOS GENERALES DE LOS
PROPONENTES DE LA nama
2.1 Petróleos Mexicanos (pemex)
Petróleos Mexicanos (pemex) es el cuarto productor de crudo en el mundo y la décimo primer compañía integrada a nivel mundial. pemex es el único productor
de crudo, gas natural y petrolíferos de México y la fuente más importante de ingresos del Gobierno Federal, lo cual lo convierte en la empresa más importante del país.
La misión de pemex es maximizar el valor de los activos petroleros
y los hidrocarburos de la Nación, satisfaciendo la demanda nacional
de productos petrolíferos con la calidad requerida, de manera segura,
confiable, rentable y sustentable.
pemex fue creada el 7 de junio de 1938 tras la expropiación decretada por el presidente Lázaro Cárdenas del Río, de los bienes muebles e inmuebles de 17 compañías petroleras a favor de la Nación.
En 1992 se expide una nueva Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos
y Organismos Subsidiarios que define a Petróleos Mexicanos como
órgano descentralizado de la Administración Pública Federal, responsable de la conducción de la industria petrolera nacional. Esta Ley
determina la creación de un Órgano Corporativo y cuatro Organismos
Subsidiarios, que es la estructura orgánica bajo la que opera actualmente. Dichos organismos son:
Exploración y Producción (pep)
pemex Refinación (pr)
pemex Gas y Petroquímica Básica (pgpb)
pemex Petroquímica (ppq)
pemex
El Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos
Subsidiarios 2013-2017 define el rumbo para cumplir con el mandato de creación de valor y el de alcanzar sustentabilidad operativa
y financiera en el mediano y largo plazos. Este plan define 15 objetivos estratégicos que atienden los diferentes aspectos de pemex,
tales como la urgencia por mantener e incrementar los niveles actuales de producción de hidrocarburos y la responsabilidad de garantizar una operación sustentable de largo plazo, así como la necesidad de reponer las reservas para asegurar la operación del organismo,
la eficiencia operativa, administrativa y financiera, el compromiso
por satisfacer las necesidades energéticas del país y la necesidad
13
de fortalecer la relación con la sociedad y de proteger al medio ambiente, todo en un marco de generación de valor y rendición de cuentas a la sociedad.
Para alcanzar los objetivos, en pemex se definieron una serie de
estrategias específicas agrupadas en cuatro líneas de acción:
recimiento, mediante el cual se busca incorporar y desarrollar
C
nuevas reservas, desarrollo óptimo de los niveles de producción
de hidrocarburos y petroquímicos, y garantizar un suministro
más eficiente y al menor costo de la demanda nacional de energéticos.
Eficiencia operativa, representa mejorar el desempeño actual de
todas las operaciones, optimizando la inversión y gastos de operación para alcanzar un desempeño competitivo en todas las
actividades industriales de pemex.
Responsabilidad corporativa, para mejorar la relación con los
grupos de interés e incorporar el desarrollo sustentable en las
decisiones de negocio.
Modernización de la gestión, para adquirir las competencias
requeridas y con ellas operar y enfocar a pemex al logro de resultados, la promoción de la eficiencia de los procesos de negocios, la profesionalización de los recursos humanos, y el
aprovechamiento del marco regulatorio para incrementar la
autonomía de gestión e implementar una cultura enfocada a
resultados.
Las estrategias fueron definidas considerando el ámbito específico
de las líneas de negocio, expresadas en las acciones de cada Organismo Subsidiario de Petróleos Mexicanos, y como tareas transversales que buscan atender objetivos con efectos positivos sobre toda
la organización.3
Para Petróleos Mexicanos la responsabilidad social es un compromiso permanente para conducirse de manera ética y contribuir al
desarrollo económico del país, al tiempo de mejorar la calidad de
vida de sus empleados, sus familias, las comunidades y la sociedad
3
pemex, Principales elementos del Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y
sus Organismos Subsidiarios: 2012-2016, p. 1. Disponible en: http://www.pemex.
com/files/content/principales_elementos_del_pn_2012-2016-.pdf
14
en su conjunto. Todo ello en un marco de sustentabilidad económica
y ambiental.4
2.2 Embajada Británica en México
La Embajada Británica en México tiene como objetivo representar
al gobierno británico en este país, jugando un rol activo para fortalecer y estrechar los vínculos entre el Reino Unido y México a todos
los niveles.
La Embajada Británica promueve los intereses e iniciativas británicas en México, trabajando en conjunto a través de distintos programas.
2.2.1 Fondo de Prosperidad de la Embajada Británica
A pesar de que el fondo ha cambiado de nombre a lo largo de su
historia, el Fondo de Prosperidad cumple ya diez años de apoyar en
la implementación de los programas que estén en línea con la Prioridad de Políticas Exteriores: “Construir la prosperidad de Gran Bretaña mediante el aumento de las exportaciones y la inversión, la
apertura de los mercados, asegurando acceso a los recursos, y promoviendo el crecimiento global sustentable”.
El Gobierno británico está consciente de que una economía abierta
es la mejor manera de apoyar el desarrollo y la prosperidad; por esta
razón, el Fondo de Prosperidad busca apoyar el establecimiento de
regímenes regulatorios estables y transparentes y promover políticas públicas que fomenten el crecimiento sustentable y bajo en carbono. Adicionalmente, el Fondo pretende promover la apertura en el
comercio e inversión, desalentar el proteccionismo, aumentar la competitividad y fortalecer los sistemas de comercio multilaterales, así
como el fomento a reformas económicas y al libre comercio. El Fondo
de Prosperidad busca promover cambios transformacionales en políticas y acciones que ayuden a países, en lo particular, y al mundo
en general, a avanzar a un mundo que tenga las herramientas para
mitigar y enfrentar el cambio climático, promoviendo el crecimiento
4
pemex, Informe de Responsabilidad Social 2011, p. 5. Disponible en http://
www.pemex.com/files/content/irs_2011.pdf
15
verde y sustentable. Para lograr esto en México, el Fondo cuenta con
cuatro objetivos centrales:
1.
2.
3.
4.
Apoyar el crecimiento fuerte, estable y sustentable de la economía mexicana, apoyando a la recuperación de la economía
global y la prosperidad mundial.
Fortalecer el comercio equitativo en México.
Apoyar a México a contribuir de manera positiva en la gobernanza económica global.
Apoyar a México en sus políticas y acciones verdes y el crecimiento sustentable.
2.3 CO2 Solutions
CO2 Solutions opera en los mercados de carbono desde 1998,
siendo por ello una de las empresas pioneras en esta materia, habiendo desarrollado proyectos en Argentina, Brasil, Bulgaria, Chile,
Colombia, Costa Rica, Ecuador, Egipto, El Salvador, España, Estados Unidos, Filipinas, Guatemala, Inglaterra, India, Marruecos, México, Nicaragua, Panamá, Perú, República Dominicana, Suiza, entre otros.
CO2 Solutions presta servicios integrales de carbono a numerosas
corporaciones, bancos, desarrolladores y fondos; a quienes apoya
desde la conceptualización del proyecto, la etapa de validación del
mismo y la verificación de sus emisiones hasta la expedición de los
créditos de carbono.
Los proyectos de Consultoría Estratégica desarrollados por CO2
Solutions permiten a las empresas, corporaciones e instituciones desarrollar una estrategia global, con el fin de adaptarse a los retos de
mercado, tomando una ventaja competitiva. A través de la consultoría
estratégica se logra el desarrollo de protocolos a la medida de cada
entidad, estableciendo un plan de trabajo para lograr el desarrollo de
la estrategia óptima que minimice el impacto de una nueva economía
restrictiva de carbono en la empresa y al mismo tiempo detectar áreas
de oportunidad que permitan a una empresa posicionarse como líderes en el combate al cambio climático en su sector.
16
2.4 Desarrollo conjunto de un programa
de reducción de emisiones como nama
Tras el surgimiento de las Acciones Nacionales Apropiadas de Mitigación (nama, por sus siglas en inglés), la Gerencia de Finanzas de
Carbono de pemex y CO2 Solutions decidieron registrar el programa
sombrilla bajo el esquema de nama trabajar en conjunto para explorar el potencial de estas en la industria de petróleo y gas. Con base en
la experiencia de ambas entidades en temas de mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero, fue posible estimar el potencial de mitigación en los sistemas de procesamiento, transporte y distribución de gas natural enfocándose en la reducción de emisiones
fugitivas.
En agosto de 2012, el proyecto fue presentado ante distintos organismos internos de pemex, así como a semarnat, y tras recibir aprobación y apoyo de todas las partes el proyecto recibió la atención del
equipo de trabajo del Fondo de Prosperidad de la Embajada de Reino
Unido, quien aportó no solo su apoyo como aliado estratégico sino
que además proporcionó el presupuesto requerido para la elaboración de este proyecto ejecutivo. El presente documento busca incentivar la participación de todos los organismos, públicos y privados,
involucrados en el sector de gas natural en México para reducir el
impacto ambiental del sector a través de la reducción y/o eliminación
de emisiones fugitivas del sistema de procesamiento, transporte y distribución de gas natural contribuyendo así en el cumplimiento de las
metas nacionales de reducción de emisiones. Además, esta nama busca que las acciones de mitigación cuenten con el aval de las Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (cmnucc)
a través de la Autoridad Nacional Designada (Comisión Intersecretarial de Cambio Climático, encabezada por semarnat). Para esto, se
buscó ajustar los requerimientos de la cmnucc a las condiciones particulares del sector de gas en México, buscando así que la nama cuente con reconocimiento nacional e internacional.
17
18
3. OBJETIVOS Y DESCRIPCIÓN
DE LA NAMA
El objetivo central de esta nama es la creación
de una programa marco que permita incentivar actividades de este proyecto, reducción
de emisiones de metano mediante la minimización y/o eliminación de emisiones fugitivas en los componentes
que integran el sistema de procesamiento, transporte y distribución
de gas natural en México.
En el capítulo 4 de las directrices del ipcc de 2006 para los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero (“Emisiones Fugitivas”),5 se definen a las emisiones fugitivas como: “La liberación
intencional o no intencional de los gases de efecto invernadero que
puede ocurrir durante la extracción, el procesamiento y la entrega de
los combustibles fósiles al punto de utilización final”. Este tipo de emisiones pueden clasificarse como fugas de grado 3 de acuerdo a lo
establecido por la nom-009-secre-2002 “Monitoreo, detección y clasificación de fugas de gas natural y gas lp, en ductos” (véase Anexo I
para revisar los tres grados de fugas de la Norma) es decir, “Esta clase
de fugas no son peligrosas cuando se detectan y tampoco representan un riesgo probable para el futuro, por lo que sólo es necesario reevaluarlas periódicamente hasta que sean reparadas”. Para fines de
esta nama, una emisión fugitiva será considerada como: “la liberación intencional o no intencional de metano”, la cual no es peligrosa
cuando es detectada y no representa un riesgo probable para el futuro, y que puede ocurrir durante la extracción, el procesamiento y la
entrega de gas natural hasta su punto de utilización final.
Las emisiones fugitivas procedentes de los sistemas de petróleo
y gas natural suelen ser difíciles de cuantificar con exactitud, esto se
debe principalmente a la diversidad del sector, a la gran cantidad y
variedad de fuentes de emisiones potenciales, a las amplias variaciones en los niveles de control de las emisiones, y a la disponibilidad
limitada de datos acerca de las fuentes de emisión. Las principales
dificultades relativas a la evaluación de las emisiones son:
Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático (ipcc). Directrices del
de 2006 para los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero: “Emisiones Fugitivas”, volumen 2, capítulo 4, p. 4.6. Disponible en: http://www.ipccnggip.iges.or.jp/public/2006gl/spanish/pdf/2_Volume2/V2_4_Ch4_Fugitive_
Emissions.pdf
5
ipcc
19
e l uso de factores de emisión simples basados en la producción introduce una gran incertidumbre;
la aplicación de métodos rigurosos de abajo hacia arriba (utilizando datos específicos por componente para extrapolarlos
al total de una instalación) exige el dictamen de expertos y los
datos detallados que pueden resultar difíciles y costosos de
obtener;
los programas de medición demandan mucho tiempo y son
costosos.6
lleva toda la cadena productiva de este sector, desde la
explotación y procesamiento hasta la distribución y comercialización
de productos finales, mientras que la industria privada tiene una participación, de acuerdo a lo establecido por las reformas a la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo
de 1995 y en la expedición del Reglamento de gas natural, en transporte, distribución, almacenamiento, importación y comercialización
de gas natural.
En México, el transporte de gas natural se realiza a través de un
sistema integrado por gasoductos, trampas de diablos, válvulas de
seccionamiento, válvulas troncales, pasos aéreos y cruces de ríos,
de carreteras y de ferrocarriles. La red de gasoductos de México está
integrada por dos sistemas: el Sistema Nacional de Gasoductos (sng)
y el Sistema Naco-Hermosillo; ambos pertenecen a pgpb. Además
de los anteriores, existen algunos gasoductos fronterizos interconectados con el sur de Estados Unidos, otros conectados al sng o aislados. Mientras pgpb se hace cargo de la transportación del gas natural a los grandes consumidores y a la entrada de las ciudades, la
mayor parte de la distribución al interior de éstas está a cargo de empresas privadas. Al cierre de 2011, pemex administra dos de los 22
permisos de Transporte de Acceso Abierto (tra) de gas natural otorgados por la cre que continúan vigentes, que comprenden los del
sng y el Sistema Naco-Hermosillo; los 20 permisos restantes corresponden a transportistas particulares. Los permisos de acceso abierto
pemex
6
Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático (ipcc). Directrices del ipcc
de 2006 para los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero: “Emisiones
Fugitivas”, volumen 2, capítulo 4, p. 4.36. Disponible en: http://www.ipcc-nggip.iges.
or.jp/public/2006gl/spanish/pdf/2_Volume2/V2_4_Ch4_Fugitive_Emissions.pdf
20
totalizan una red de ductos con longitud de 12,295.9 km, de los cuales a pemex le pertenecen 11,296 kilómetros.
En materia de distribución, México cuenta con una red cuya longitud es de 46,312 km, la cual se encuentra comprendida como parte
de 22 permisos autorizados por la cre hasta abril del 2012.
La capacidad de compresión en territorio nacional proviene de 19
estaciones de compresión, once de ellas pertenecen a pemex (diez
propiedad de la subsidiaria pgpb y una de pep), resultando en una
capacidad instalada de 508,158 HP; 328,310 HP corresponden a la
capacidad instalada de pemex, mientras que los 179,848 HP restantes pertenecen a privados.
El objetivo principal de la nama es el establecimiento de un programa marco que permita la suma de esfuerzos del sector público
y privado a través de la reducción y/o eliminación de emisiones fugitivas en el sistema de procesamiento, transporte y distribución de gas
natural de México. Algunas de las fuentes de emisiones fugitivas ya
21
se encuentran identificadas, sin embargo, se presentan como parte
del funcionamiento mismo de algunos componentes que integran
el sistema de gas natural, esto es parte de la práctica actual para el
sector a nivel nacional o internacional y no representan riesgo alguno;
sin embargo significa una importante área de oportunidad para reducir emisiones de gei al ambiente.
7
Prospectiva del mercado de gas natural 2012-2026, sener, p. 68, http://www.
sener.gob.mx/res/PE_y_DT/pub/2012/PGN_2012_2026.pdf
22
Figura 1. Mapa de infraestructura
de transporte de gas natural7
4. GAS NATURAL Y ESTADÍSTICAS
DEL MERCADO
4.1 Gas natural y el medio ambiente
El gas natural es el combustible fósil más limpio, al estar compuesto principalmente por
metano, los principales productos de su combustión son dióxido de
carbono y vapor de agua con pequeñas cantidades de dióxido de azufre, óxidos de nitrógeno, dióxido de carbono, monóxido de carbono
y demás hidrocarbonos.
Los contaminantes emitidos a la atmósfera, particularmente los
provenientes de la quema de combustibles fósiles, han colaborado
en el incremento de muchos problemas medioambientales. El gas
natural, al emitir menos químicos contaminantes a la atmósfera que
el resto de los combustibles fósiles, puede contribuir a mitigar problemas como las emisiones de gases de efecto invernadero y demás
contribuyentes a la contaminación atmosférica, lluvia ácida al reducir
las emisiones por combustión en el sector industrial, eléctrico, de transporte, doméstico y de servicios.
El gas natural es una mezcla gaseosa extraída ya sea con el petróleo o de yacimientos de gas. Cuando es extraído la mezcla gaseosa
está compuesta por metano, principalmente, con etano, propano, butanos, pentanos y hexanos, además de las impurezas presentes como
ácido sulfhídrico, mercaptanos, bióxido de carbono y vapor de agua.
Para eliminar las impurezas y contar con un gas que sea principalmente compuesto por metano, el gas pasará por plantas de tratamiento de gas, con procesos de endulzamiento y criogénicas antes de ser
comercializado.
Es importante señalar lo indispensable que es el buen manejo
del gas natural, al contar con un potencial de calentamiento global de
21, mientras que el bióxido de carbono, generado al combustionar el
gas, tiene un potencial de calentamiento de 1.
4.2 Procesamiento de gas natural
El gas natural es una mezcla de hidrocarburos simples, principalmente
metano (CH4) pero conteniendo partes de moléculas hasta de cuatro
carbonos, y en ocasiones puede contener pequeñas cantidades de nitrógeno, bióxido de carbono, ácido sulfhídrico y agua. Dependiendo del
origen del gas éste se puede clasificar en gas asociado o no asociado,
23
donde el gas asociado es aquel que se extrae junto con el petróleo
crudo y tiene partes importantes de hidrocarburos como etano (C2H6),
propano (C3H8) y butano (C4H10), mientras que el gas no asociado es
el que se encuentra en depósitos que no contienen petróleo.
En la industria el gas natural extraído del subsuelo es procesado
para obtener gas seco o gas natural comercial (gn), el cual es transportado por gasoductos. También se produce gas licuado de petróleo
(glp), el cual se transporta en buques y tanques.
Etapa I
Separación
Etapa II
Endulzamiento.
Separación de
agua y gases
ácidos,
específicamente
el ácido
sulfídrico(H2S)
y bióxido de
carbono (CO2)
Petróleo crudo
Bióxido de
carbono
Etapa III
Recuperación
de azufre.
Separación de
azufre a través
de reacciones
térmicas y
catalíticas. El
azufre como
producto
terminado se
comercializa en
el mercado.
Gas amargo
Gas ácido
Azufre
FUENTES
Yacimiento de
petróleo crudo
+ gas asociado
Gas natural
Yacimiento de
gas no
asociado
Gas húmedo
dulce
Gas húmedo
dulce
Gas seco
Gas húmedo
dulce
Etapa IV
Recuperación
de licuables.
Separación de
los
hidrocarburos
líquidos
mediante
procesos
criogénicos
Licuables
de gas
Etano
Etileno
Propano
Propileno
Naftas
(gasolinas
naturales)
Gasolinas
naturales
(naftas)
Gas seco
El gas natural comercial se utiliza como:
ombustible: en el sector transporte (en taxis y autobuses), en
C
sector doméstico para calentadores de agua, estufas y en sistemas de calefacción, en el sector comercial para calentadores de
agua, hornos y aires acondicionados, y en la industria en sistemas de calefacción, secado, generación de vapor y hornos.
Fuente para la generación de energía eléctrica: en plantas de ciclo combinado.
Materia prima: en la industria petroquímica donde se transforma
con relativa facilidad en hidrógeno, etileno o metanol para la producción de plásticos y fertilizantes.
8
sener, Procesamiento, almacenamiento y transporte de Gas, p. 2. Disponible
en: http://www.sener.gob.mx/res/403/Elaboraci%C3%B3n%20de%20Gas.pdf
24
Etapa V
Fraccionamiento
de hidrocarburos. Los licuables
del gas son
separados en
tres productos
terminados para
ser
comercializados.
Figura 2. Etapas del procesamiento
del gas natural8
4.3 Escenario nacional de producción, almacenamiento
4.3.1 Mercado nacional de gas natural
A pesar de que la producción nacional de gas natural registró un incremento en el periodo 2000 a 2010 gracias a la oferta de gas no asociado
de pemex Exploración y Producción vinculado a un incremento en el
aprovechamiento y capacidad de procesamiento, en 2011 la producción primaria de gas asociado y no asociado bajó 191 millones de pies
cúbicos diarios respecto a la producción del año 2010 (figura 3).
6,000
5,000
MMpcd
4,000
4,685
3,654 3,629 3,717
3,898
4,071
4,967 4,920 4,971 5,004
4,813
4,244
3,000
2,000
1,000
-
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
AÑO
Figura 3. Producción de gas natural 9
 Incluye producción de gas seco de plantas y directo de campos, etano inyectado a ductos y otras corrientes.
En el pasado año han ocurrido cambios importantes en el mercado da gas natural; factores como la creciente oferta internacional
gracias al shale gas, el crecimiento en la demanda de gas natural en
los sectores eléctrico, industrial y transporte en conjunto con sus ventajas ambientales en relación con el carbón y el petróleo, han contribuido a convertir el gas natural en el combustible con mayor crecimiento en los próximos años. Es así como, gracias a su bajo precio y
creciente producción, se espera que el gas natural sea el combustible de mayor crecimiento en los próximos 15 años y México se debe
preparar para ello.
En México, el sector eléctrico continuará creciendo y seguirá siendo el mayor consumidor de gas natural del país; se espera que en el
9
pemex,
Principales elementos del Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y
sus Organismos Subsidiarios: 2013-2017, p. 13. Disponible en: http://www.pemex.
com/files/content/pn_13-17_121107.pdf
25
periodo de 2012 a 2027 el sector eléctrico represente 70% de la demanda interna total (excluyendo al sector petrolero). Se espera que
el sector industria tenga una participación de 26%, el sector doméstico una participación de 2%, el sector de servicios una participación
de 0.5%, y finalmente el sector autotransporte contribuirá con sólo un
0.02 por ciento.
Por otra parte, el volumen de ventas internas de gas natural de
pemex Gas y Petroquímica Básica fue de 3,385 mmpcd en 2011, lo
cual representa un aumento de 4% a lo alcanzado el año anterior. El
aumento se puede atribuir a los bajos niveles de agua en algunas
presas hidroeléctricas, lo cual ocasionó mayor consumo de gas natural en el sector eléctrico y a la alta competitividad del precio del gas
natural respecto a otros combustibles, que se ubicó en promedio en
3.86 usd/mmbtu durante el 2011. Este precio es en promedio 29%
por debajo del promedio en los últimos diez años.10
4.3.2 Red de distribución de gas natural en México
El sistema de transporte de gas natural de pemex cuenta con 8,385 km
de ductos de transporte en operación, 322 km de ductos fuera de
operación y 507 km de ramales, y cuenta con una capacidad de transporte es de 5,102 mmpcd, cubriendo 19 estados de la República.
El creciente aumento en la demanda de gas natural, la cual ha sido
de 1.4% anualmente en promedio desde 2008, representa un incremento en las necesidades de infraestructura en ductos y estaciones
de compresión del Sistema Nacional de Gasoductos (sng) y el Sistema
Naco-Hermosillo (snh). En el 2011 se aumentó la capacidad de transporte de 1,014 a 1,270 mmpcd de gas natural en el ducto Cempoala-Santa Ana, gracias a los trabajos en la estación de compresión
Emiliano Zapata.
4.3.3 Eficiencia en el aprovechamiento de gas natural
Entre los años 2007 y 2009 se observó que los niveles de venteo y
quema de gas eran superiores a los reportados en años anteriores,
por lo que desde el 2009 se han tomado acciones para reducir las
emisiones de estas fuentes en particular en la Región Marina Noroeste.
10
pemex, Principales elementos del Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y
sus Organismos Subsidiarios: 2013-2017, pp. 15-16. Disponible en: http://www.
pemex.com/files/content/pn_13-17_121107.pdf [acceso 07/02/2013].
26
Para alinear estos esfuerzos, en diciembre 2009 se publicó en el
Diario Oficial de la Federación la Resolución en la que la Comisión
Nacional de Hidrocarburos (cnh) daba a conocer las disposiciones
técnicas para reducir y evitar la quema y venteo de gas en los trabajos
de exploración y producción de hidrocarburos (Resolución cnh.
06.001/09).
En el 2011 se logró que el aprovechamiento de gas fuese de 96.2%,
el cual está arriba del aprovechamiento promedio mundial de 95%.
Esto se logró gracias a las acciones implementadas para incrementar confiabilidad y la disponibilidad de los equipos de compresión, la
eficiencia de procesos de endulzamiento de gas, el aumento en las
capacidades de inyección de gas amargo a yacimientos, a las mejoras en manejo de gas de alta presión y de compresión con equipo
Booster, y al cierre de pozos con alta relación aceite-gas.
En noviembre 2012 Pemex Exploración y Producción (pep) recibió un reconocimiento por parte del Comité Directivo del Global Gas
Flaring Reduction del Banco Mundial (ggfr) por lograr una menor
quema de gas en el activo de Cantarell. El aprovechamiento de gas
del 97% se alcanzó como resultado de los esfuerzos del proyecto de
reinyección de gas amargo en el yacimiento, el cual inició en 2008.
Gracias al proyecto, el cual se han invertido ya 600 mmuds, en los últimos tres años se ha logrado disminuir la cantidad de gases contaminantes liberados a la atmósfera de 13.6 a 2.1 billones de metros
cúbicos. pep seguirá invirtiendo en el periodo de 2013-2014 mil millones de dólares adicionales en el Proyecto Integral para el Manejo y
Aprovechamiento de Gas en la Región Marina Noreste para así lograr
una tasa de aprovechamiento del 99 por ciento.
Cabe resaltar que México, a través de pemex y sener, se ha incorporado a la Alianza Mundial para la Reducción de la Quema y Emisiones de Gas.
4.4 La industria del gas natural en el mundo
En 2005 pemex se colocó como la decimotercera empresa productora
de gas seco en el mundo de acuerdo al Energy Intelligence Group.
Esta posición refleja la importancia que tiene pemex como empresa
petrolera a nivel internacional y la importancia económica de esta para
el desarrollo de México (tabla 1).
27
Tabla 1. Principales empresas petroleras por nivel de producción de gas seco en 2005 11
Posición
Compañía
País
1
Gazprom
Rusia
2
Exxon Mobil
3
Propiedad del
Estado (%)
Propiedad de
Privados (%)
50
50
53,135
Estados Unidos
-
100
9,251
BP
Reino Unido
-
100
8,424
4
NIOC
Irán
100
-
8,414
5
Royal Dutch/Shell
Reino Unido / Holanda
-
100
8,263
6
Sonatrach
Argelia
100
-
8,152
7
Saudi Aramco
Arabia Saudita
100
-
6,721
8
Petronas
Malasia
100
-
5,113
9
Total Fina Elf
Francia
-
100
4,780
10
Chevron Texaco
Estados Unidos
-
100
4,233
11
ENI
Italia
-
100
3,762
12
PetroChina
China
90
10
3,681
13
pemex
México
100
-
3,575
14
Repsol YPF
España
-
100
3,415
15
Conoco Philllips
Estados Unidos
-
100
3,337
Las reservas mundiales de gas natural han aumentado ligeramente a lo largo de los años, alcanzando 6,405 billones de pies cúbicos (bpc) en 2006. La distribución mundial de las reservas de gas
natural es algo irregular, encontrándose la mayor concentración en
los países de Medio Oriente y Rusia (66.7%), sin embargo existen
reservas de gas natural en todos los continentes. Por otro lado, los
principales productores de gas natural son Rusia y Estados Unidos.
Canadá, Irán, Noruega, Argelia, Reino Unido, Indonesia y Arabia Saudita presentaron también importantes niveles de producción de gas
seco, y junto con Estados Unidos y Rusia representaron 63.8% de la
producción global de gas seco en 2006 al extraer más de 7,000 mmpcd.
Por su parte, la empresa Gazprom se presentó como el primer productor de gas seco con un volumen de producción de 53,794 mmpcd,
11
sener, Procesamiento, almacenamiento y transporte de gas, p. 8. Disponible
en: http://www.sener.gob.mx/res/403/Elaboraci%C3%B3n%20de%20Gas.pdf
28
Producción de
gas (MMpcd)
49,145
Resto del mundo
México
4,195
Egipto
4,332
Argentina
4,460
Emiratos
4,585
Qatar
4,789
Uzbequistán
5,361
China
5,665
Malasia
5,825
Holanda
5,989
Total Mundial 277,224
MMpcd
6,020
Turkmenistán
Arabia Saudita
7,131
Indonesia
7,160
Reino Unido
7,736
Argelia
8,172
Noruega
8,477
10,159
Irán
18,093
Canadá
50,707
Estados Unidos
Figura 4. Producción mundial
de gas seco, 200613
59,223
Rusia
-
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
lo cual representa 90.8% de la producción de Rusia, y 19.4% del volumen total producido a nivel mundial. Ese mismo año, México se
ubicó el lugar 19 con una producción de 4,195 mmpcd; al cierre de
2012 la producción nacional de gas natural había alcanzado un
volumen de 5,665 mmpcd de acuerdo al reporte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos de noviembre 2012.12
Gracias a su combustión eficiente y limpia, el gas natural está ganando importancia en el mercado internacional, diversificando sus
usos e incrementando los ritmos de producción para satisfacer la demanda. Este incremento en los ritmos de extracción ha llevado incluso, a la incorporación de reservas en distintos países. Como resultado de lo anterior, la tasa de R/P (reserva/producción) se ha reducido
en los últimos años a niveles menores a los programados, de tal modo
que en 2003 se tenía una tasa en 70.4 años mientras que en 2006
ésta bajó a 63.3 años a pesar del incremento en las reservas probadas mundiales.
12
Reporte de Producción de Gas Natural en México (noviembre de 2012), cnh,
http://www.cnh.gob.mx/_docs/Reportes_IH/Reporte_de_Gas_Nov_12.pdf
13
sener, Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2007-2016, p. 28. Disponible
en: http://www.sener.gob.mx/res/PE_y_DT/pub/Prospectiva%20Gas%20Natural %20
2007-2016%20FINAS.pdf
29
4.5 Normatividad nacional e internacional sobre
el transporte de gas natural
En México, las normas oficiales relacionadas con la transmisión, distribución, procesamiento, almacenamiento o especificaciones de gas
natural son las siguientes:
specificaciones del gas natural, NOM-001-SECRE-2010: tiene
E
como finalidad establecer las especificaciones que debe cumplir
el gas natural que se maneje en los sistemas de transporte, almacenamiento y distribución de gas natural, para preservar la seguridad de las personas, medio ambiente e instalaciones de los
permisionarios y de los usuarios.
Instalaciones de aprovechamiento de gas natural, NOM-002-
SECRE-2010: establece los requisitos mínimos de seguridad que
deben cumplirse en el diseño, materiales, construcción, instalación, pruebas de hermeticidad, operación, mantenimiento y seguridad de las instalaciones de aprovechamiento de gas natural.
Distribución de gas natural y gas licuado de petróleo por ductos,
NOM-003-SECRE-2002: esta norma establece los requisitos mínimos de seguridad que deben cumplir los sistemas de distribución de gas natural y gas licuado de petróleo por medio de ductos.
Transporte de gas natural, NOM-007-SECRE-2010: establece las
especificaciones técnicas y los requisitos mínimos de seguridad
que deben cumplir los sistemas de transporte de gas natural por
medio de ductos.
Monitoreo, detección y clasificación de fugas de gas natural y
gas lp, en ductos, NOM-009-SECRE-2002: Esta norma oficial
mexicana establece los requisitos mínimos para el monitoreo,
detección y clasificación de fugas de gas natural y gas lp en ductos, que deben cumplir los permisionarios de los sistemas de
transporte y distribución por medio de ductos que operen en la
República Mexicana.
La NOM-009-SECRE-2002 se aplica a los sistemas de transporte
y distribución de gas natural y gas lp por medio de ductos que operen
en la República Mexicana. Esta norma define una fuga como: “Cualquier emisión de gas en un ducto, debido a fractura, ruptura, soldadura defectuosa, corrosión, sellado imperfecto o mal funcionamiento
30
de accesorios y dispositivos utilizados en éste”. De igual manera define al monitoreo de fugas como: “El conjunto de actividades que se
realizan periódicamente para detectar y clasificar fugas de gas conducido en sistemas de transporte y distribución por ductos”.
Esta norma también establece que un permisionario (titular de un
permiso de transporte o de distribución de gas natural o de gas lp por
ductos) deberá contar con los recursos necesarios para realizar la
inspección:
Recursos humanos. Debe contar con personal suficiente, que reúna
la calificación y experiencia requeridas para aplicar el método de inspección que se utilice.
Recursos materiales. Para la inspección de fugas en un sistema de
ductos, se debe disponer de los recursos materiales siguientes:
a) planos vigentes de la red de distribución o línea de transporte
con escala y grado de detalle adecuados;
b) equipos de detección de fugas adecuados para obtener información necesaria para la localización y cuantificación de fugas
de acuerdo con las características de sus instalaciones y los
métodos de inspección que se apliquen, y
c) equipo de transporte adecuado para la atención de fugas.
La norma establece también que el permisionario puede aplicar
para la detección de fugas en sus instalaciones, individualmente o
combinados, los métodos siguientes:
a) Indicadores de gas combustible
i. Sobre la superficie del suelo
ii. Debajo de la superficie del suelo
b) Inspección visual de la vegetación
c) Caída de presión
d) Burbujeo
e) Ultrasonido
f) Fibra óptica
g) Termografía infrarroja terrestre o aérea
h) Perros adiestrados
De acuerdo a la norma NOM-009-SECRE-2002, el permisionario puede emplear otros métodos siempre y cuando se apliquen de acuerdo
31
con los procedimientos escritos que prueben que dichos métodos
son tan eficaces como los de la lista anterior. La aplicación del método
adecuado es responsabilidad del permisionario, quien debe determinar que no existe fuga o en caso de que exista, ésta se debe detectar,
localizar, clasificar y controlar inmediatamente.
Detección con indicadores de gas combustible. El equipo para realizar esta inspección puede ser portátil o móvil. El indicador debe
ser del tipo y sensibilidad adecuados, de acuerdo con las instrucciones del fabricante, para el método de detección de gas natural o de
gas lp que se aplique en la instalación inspeccionada.
Detección sobre la superficie del suelo. Para instalaciones subterráneas se debe tomar un muestreo continuo de la atmósfera al nivel
del suelo sobre o lo más cerca posible de la instalación. Para instalaciones arriba del nivel del suelo, se debe tomar un muestreo continuo de la atmósfera adyacente a dicha instalación.
a) Para instalaciones subterráneas, se deben tomar muestras de
la atmósfera a no más de cinco centímetros de la superficie del suelo,
cuando sea posible, y en todas aquellas irregularidades del terreno
que faciliten que el gas aflore. En áreas donde la tubería está debajo
de piso terminado ––banquetas y calles pavimentadas, entre otras––
se deben tomar muestras del aire cercano a discontinuidades e irregularidades del piso, tales como aberturas, ranuras, rupturas y grietas que faciliten que el gas aflore. Asimismo, se debe analizar el aire
dentro de recintos cerrados alojados en aberturas del piso debajo de
su nivel, cercanos a la tubería, v. g. pozos de visita, registros de drenaje, de instalaciones eléctricas, telefónicas y otros servicios.
b) El muestreo de la atmósfera superficial con indicador de gas se
debe realizar a la velocidad y en condiciones atmosféricas adecuadas
para que dicho muestreo sea correcto. La operación del indicador de
gas debe realizarse de acuerdo con las instrucciones del fabricante.
Se deben analizar muestras en los lugares especificados en el párrafo anterior.
Detección debajo de la superficie del suelo. El muestreo de la atmósfera debajo del piso se debe realizar en aberturas existentes y/o
sondeos arriba y/o adyacentes a la tubería. Los pozos de muestreo se
deben perforar lo más cerca posible a la tubería y lateralmente a no
más de cinco metros del eje de la misma. A lo largo de la tubería los
puntos de prueba se deben localizar a no más del doble de la distancia
32
entre la tubería y la pared de edificio más cercana o diez metros, la
que sea más corta, pero en ningún caso el espaciamiento debe ser
menor a tres metros. El patrón del muestreo debe incluir puntos de
prueba adyacentes a las conexiones de las líneas de servicio, acometidas a los edificios, cruzamientos de calles y conexiones de ramales.
Bajo esta misma norma, las emisiones fugitivas incluidas como parte
de esta nama serían clasificadas como Grado 3: “Esta clase de fugas
no son peligrosas cuando se detectan y tampoco representan un riesgo probable para el futuro, por lo que sólo es necesario reevaluarlas
periódicamente hasta que sean reparadas”.14
Como se menciona en la definición anterior, este tipo de fugas no
son peligrosas ni representan un riesgo, aunque es necesario evaluarlas periódicamente. Cabe recalcar que no se menciona ni un plazo
ni la obligatoriedad de su reparación y por lo mismo la práctica actual de pemex es la de la reparación de aquellas fugas de gas natural
a las cuales se les considera riesgosas o que pudieran ser riesgosas
en un futuro.
4.6 Fuentes de emisiones en el sistema
de gas natural
En los sistemas de gas a nivel mundial ocurren emisiones de metano
a lo largo de todos los procesos, esto es, durante la explotación, producción, transportación y distribución. De la cabeza del pozo hasta el
usuario final, el gas se mueve a través de cientos de válvulas, mecanismos de procesamiento, compresores, tuberías, estaciones de regulación de presión y otros equipos.
Fuentes de emisiones:
1.
Emisiones en la fase de exploración (debidas a la perforación
y pruebas de pozos).
En la fase de exploración pueden ocurrir emisiones de
metano como resultado de explosiones durante los procesos
14
NOM-009-SECRE-2002. Monitoreo, detección y clasificación de fugas de gas
natural y gas lp en ductos, p. 8. Disponible en: http://www.sener.gob.mx/res/Acerca_
de/nom009secre2002.pdf
33
2.
3.
34
de perforación por exploración, cuando los pozos están bajo
prueba, y durante el proceso de limpieza de los pozos.
Emisiones relacionadas a los gases asociados no aprovechados (venteados o quemados).
Durante la producción de gas natural y petróleo, se generan algunos gases que no pueden ser comercializados en ese
momento. Este problema se presenta principalmente en el
caso de los gases asociados a la producción de petróleo. Parte
del gas asociado puede ser utilizado para generación energética in situ, pero los gases remanentes no son utilizados. En
ocasiones, dicho gas es re-inyectado en el yacimiento petrolero
para mejorar la recuperación del petróleo, pero en algunos casos es venteado o quemado, lo cual da como resultado emisiones de metano y de dióxido de carbono.
Emisiones por venteo o quema de gases residuales procedentes de instalaciones de tratamiento de gas, tanto asociado como
no asociado.
• Gases residuales: ocurren cuando el metano se disuelve en
varias fases fluidas, y subsecuentemente es liberado al ambiente después de que se reduce la presión de dichos fluidos.
• Gas de purga: tradicionalmente se utilizan gases de purga
en sistemas de quema y venteo para evitar que entre aire al
sistema.
• Emisiones de gases de manto en tanques de almacenamiento: cuando se llenan los tanques de almacenamiento con
líquidos condensados, el contenido gaseoso del recipiente
es remplazado con líquidos, y removido a través de venteo
atmosférico o sistemas de quema. Muchas veces, los tanques
de almacenamiento se cubren de nitrógeno, lo cual resulta
en una reducción de emisiones.
• Respiración de recipientes: como resultado de las fluctuaciones en las temperaturas ambientales los gases y la fase líquida de los recipientes cambian de volumen constantemente.
• Emisiones en válvulas de paso: cuando como resultado de
desgaste o ensuciamiento, las válvulas de paso (válvulas de se
guridad de presión, y válvulas de bloqueo) no cierran completamente, cierta cantidad de gas natural se fuga. Estas emisiones de válvulas de paso terminan en los sistemas de alta
presión de quema y venteo.
4.
5.
Las emisiones de procesos pueden ser calculadas como la
suma de gases de salida de procesos, gases de purga, gases
de manto y emisiones de válvulas de paso. En esta estimación es importante aclarar la cantidad de vapor de alta presión
que es utilizado en sitio o que es re-comprimido, hasta qué
punto las corrientes de gases son quemados en vez de venteados, qué tanto gas es purgado y acotar la cantidad de emisiones evitadas en válvulas de paso.
Emisiones de mantenimiento en la producción, transporte y distribución del gas natural.
Durante los mantenimientos rutinarios, algunas cantidades de metano pueden ser liberadas. Esto ocurre, por ejemplo, cuando los equipos de procesamiento o ductos son
despresurizados y dispersados con aire antes del mantenimiento.
Emisiones relacionadas a los requerimientos energéticos: emisiones de escape y emisiones debidas a la puesta en marcha
y parada de motores.
• Emisiones de metano relacionadas con los requerimientos
energéticos de los sistemas de petróleo y gas las cuales son
parte de les emisiones de escape, pero también ocurren durante el arranque y detención de los motores y turbinas.
• Emisiones de escape: una serie de procesos de incineración
son utilizados en sitio para varios propósitos como motores
reciprocantes y turbinas utilizadas para suministrar energía
para operar compresores y generar electricidad requerida en
el sitio o calentadores. En muchos casos estos procesos de
incineración utilizan gas natural como combustible, y pueden
ser una fuente considerable de metano como resultado de una
combustión incompleta.
• Emisiones de motores no provenientes de los escapes: Cuando los motores reciprocantes son apagados los motores son
limpiados con corrientes de aire por razones de seguridad
y antes de volver a arrancarlos son inyectados varias veces
con gas natural causando así que cantidades considerables
de metano sean liberadas a la atmósfera. Por esto, tanto en
la puesta en marcha como en el paro de los motores se tienen emisiones de metano.
35
6.
Emisiones procedentes de compresores, en particular por las
pérdidas del sello, pero también emisiones generadas en la
puesta en marcha y paros.
La compresión de gas es una parte importante de los sistemas de transmisión de gas en donde se requiere de una estación de compresión cada 100-150 km causando emisiones de
metano a la atmosfera. A continuación se enlistan las razones:
Pérdidas en sellos: El eje del compresor gira dentro de la carcasa del compresor y las conexiones entre estas partes no se
pueden hacer herméticas al gas por lo que los sellos entre el
eje y la carcasa tienen emisiones fugitivas continuamente.
Emisiones en válvulas de paso: Otros contribuyentes a las emisiones netas de una estación de compresión son las válvulas de extremo abierto, válvulas de seguridad de presión y
válvulas de bloqueo, con un buen mantenimiento y un correcto sistema de control se pueden disminuir la cantidad
de emisiones.
Puesta en marcha y paros: Durante la puesta en marcha y los
paros de equipos pueden ocurrir emisiones de metano; durante los paros de compresores los equipos son inyectados
con aire mientras que durante las puestas en marcha se llenan de gas natural, normalmente el gas natural es venteado.
Sin embargo, para facilitar arranques rápidos después de paros cortos, los compresores suelen permanecer llenos de gas.
7.
8.
36
Emisiones procedentes de dispositivos neumáticos, como lo
son válvulas y actuadores. Las válvulas y actuadores en los sistemas de transmisión y producción pueden ser operadas con
gas natural, utilizando la presión hidráulica de éste para ajustar las válvulas, entre otras cosas, después de esto el gas es
venteado a la atmósfera. Los equipos neumáticos son comunes
a lo largo de todo el sistema, así como en pozos y ductos.
Emisiones relacionadas con problemas del sistema. Cuando
existe un problema en el sistema los sistemas de seguridad
entran en acción; las válvulas de alivio de presión suelen abrirse despresurizando el sistema y las corrientes de expulsión
de la válvula pueden ser alimentadas a quemadores de alta
presión o ser venteados.
9.
Emisiones fugitivas de equipos de proceso, transporte (gaso
ductos y envíos en tanques), instalaciones de almacenamiento
y de la red de distribución.
En los sistemas de gas natural es común contar con emisiones fugitivas crónicas; dichas emisiones fugitivas provienen
de juntas, bridas y válvulas, entre otras fuentes, y suelen estar
entre 6 y 10 cm3 al día por equipo. Sin embargo al sumar la
cantidad total de estas emisiones fugitivas para todo el sistema
la contribución puede ser significativa.
• Explotación
y transporte: a pesar de que las emisiones fugitivas más grandes pueden ser detectadas fácilmente, gracias
a que con los cambios abruptos de presión suelen formarse
capas de hielo sobre las bridas, las emisiones fugitivas crónicas menores son más difíciles de detectar y pueden ocurrir
a lo largo de todo el sistema.
• Distribución: las emisiones a lo largo del sistema de distribución son difíciles de estimar, es posible estimar emisiones
calculando la diferencia entre las entradas y salidas del sistema, sin embargo este método no suele ser muy confiable puesto que los equipos de medición no suelen ser tan precisos.
Se han elaborado muchos estudios en los pasados años respecto
a los sistemas de distribución de gas natural y todos concluyen básicamente lo mismo: la mayor parte de las emisiones de gas natural son
causadas por redes de distribución viejas de hierro fundido, acentuándose en las juntas del sistema, adicionalmente los sistemas nuevos suelen tener menos emisiones fugitivas. Aproximadamente 90%
de las emisiones fugitivas provienen de los sistemas de distribución,
a pesar de que otra posible fuente de emisiones son las que ocurren
en las instalaciones de almacenamiento.
4.7 Detección y reparación de FUENTES GENERADORAS
DE EMISIONES FUGITIVAS
Para evaluar la factibilidad económica de reparar o remplazar un componente basta con cuantificar, mediante estimación o medición, las
tasas de emisiones fugitivas. Los métodos cuantitativos pueden ser
37
modelar el proceso, balances de materia, sistemas de captura y medición del sistema, técnicas de muestreo en ductos, pruebas de rastreo y algunos métodos de teledetección, el método utilizado dependerá de la información disponible en el momento (algunos métodos
se listan en la tabla 2 y en la tabla 3).
Un componente que esté fugando no debe de ser cambiado necesariamente si resulta demasiado caro como para cambiarlo, y si no
Tabla 2. Métodos de detección y medición de fugas15
Métodos Cualitativos
Metodos Quantitativos
Prueba de burbujas
Analizadores portátiles de vapores orgánicos
Detección óptica de emisiones (Proyección
de imagen de fuga)
Técnicas cuantitativas remotas de teledetección
Detectores ultrasónicos de fugas
Estimados de ingeniería
Tabla 3. Resumen de técnicas de detección y monitoreo16
Técnica/instrumento
Efectividad
Solución de jabón
**
$
Detector electrónico de gases
*
$$
Detección acústica / Detección ultrasónica
**
$$$
Analizador de vapores tóxicos / detector de ionizador de flama
*
$$$
Enbolsado
*
$$$
Mustreo de de grandes volúmenes
***
$$$
Rotámetro
**
$$
Proyección de imagen de fuga
***
$$$
* Menor efectividad *** Mayor efectividad $ Menor costo $$$ Mayor costo
15
Canadian Association of Petroleum Producers (capp), Best management practice: Management of Fugitive Emissions at Upstream Oil and Gas Facilities, January
2007, p. 6.
16
2007, p. 7.
38
Costo aproximado
presenta ninguna amenaza de seguridad, a la salud o al ambiente; en
estos casos se deberá marcar el componente de manera que en la
próxima revisión programada de emisiones fugitivas éste sea revisado.
Para evaluar las ventajas económicas para reparar una fuga o reparar el componente que está fugando se deben de considerar los
siguientes factores: valor de mercado del gas natural, los costos de la
reparación y remplazo de equipos y la vida útil de la solución elegida.
Los instrumentos utilizados en la detección y medición deben ser
calibrados regularmente de acuerdo a las recomendaciones del fabricante y cuando surja algún problema, además de que deben de
recibir servicio por parte del fabricante o técnicos autorizados por el
mismo. Para asegurarse de que los componentes con emisiones fugitivas sean identificados y reparados se deben de mantener registros
adecuadamente; esto ayudará a que las medidas de seguimiento apropiadas para cada caso sean tomadas.17
4.7.1 Métodos de la epa aplicables para la detección
y estimación de emisiones fugitivas
Existen métodos reconocidos internacionalmente para identificar fugas en componentes y estimar el flujo de las mismas en componentes
en tierra, costa afuera y en el procesamiento de gas, ejemplos de estos
son los desarrollados por la Agencia de Protección Ambientalal Ambiente (epa) de Estados Unidos (epa 21): “Método epa 21” y el “Protocolo epa para la estimación de emisiones de fugas en equipos”. Estos
métodos se presentan en esta nama como una alternativa para los proponentes de proyectos para la identificación de fuentes de emisiones
fugitivas y estimación del flujo generado en las mismas.
El método epa 21 es utilizado para determinar las fugas (o emisiones fugitivas para efectos de esta nama) de compuestos orgánicos
volátiles (cov) en equipos de procesamiento. Estas fuentes pueden
incluir, sin estar limitadas a válvulas, bridas y otras conexiones, bombas y compresores, dispositivos de alivio de presión, drenajes, válvulas de extremo abierto, sistemas de extracción de gas en los sellos
de compresores y bombas, acumuladores de venteos, sellos de agitadores y sellos de puertas de acceso.
17
2007, pp. 9-12.
39
Por su parte, el objetivo del Protocolo epa es el presentar un procedimiento estándar para la estimación de las emisiones producto de
fugas en equipos. Este protocolo presenta cuatro aproximaciones para
la estimación de fugas en equipos:
Factor de emisión promedio
Selección por rangos de concentración
Correlación epa
Correlación específica por unidad
Una aproximación más precisa requerirá de mayor información
para el componente que se esté analizando. Bajo las aproximaciones
de factor promedio y de selección por rangos de concentración, factores de emisión se combinan con la contabilización de equipos para
estimar las emisiones totales. Por la aproximación de correlación de la
epa, se requiere de la medición de concentraciones específicas de
todos los equipos para ser utilizadas en correlaciones generales desarrolladas por la epa. Por su parte, para la aproximación de correlación
específica por unidad, se requiere la medición de la concentración y la
cuantificación del flujo de la fuga de un conjunto de componentes y
la información es después utilizada para desarrollar correlaciones específicas por unidad. Posteriormente, los valores de concentraciones para todos los componentes son introducidos en estas correlaciones específicas para la estimación de emisiones.
4.7.2 Prácticas y tecnologías recomendadas por el programa
Natural Gas star
El programa Natural Gas star de la epa ofrece información de oportunidades costo-efectivas para reducir las emisiones de metano en una
serie de documentos de lecciones aprendidas, hojas de datos con
oportunidades reportadas por socios de la organización, presentaciones con información técnica y artículos de los asociados al programa.
En la tabla 4 se enlistan algunos de estos casos prácticos (para mayor
información referirse al Anexo II):
40
Tabla 4. Prácticas y tecnologías recomendadas por el programa Natural Gas star de la epa
Remplazo de sellos húmedos por sellos secos en
compresores centrífugos
El rango de emisiones de metano en un compresor
con sellos húmedos va de 40-200 pcpm. En sellos
secos el máximo de emisiones es de 6 pcpm.
Reemplazo de bombas de glicol impulsadas por gas
con bombas eléctricas
Las emisiones de metano en bombas de intercambio de
energía suelen ser de 1,000 pies cúbicos por cada millón
de pies cúbicos de gas tratado. Con bombas eléctricas
se pueden reducir las emisiones de tal modo que con un
deshidratador de 10 millones de pies cúbicos diarios se
ahorren hasta 3,000 pies cúbicos de gas al año.
Opciones para reducir las emisiones de metano de
los dispositivos neumáticos en la industria de gas
natural
El control automático de válvulas, controladores de
presión, flujo, temperatura o niveles de fluidos en
sistemas de producción, procesamiento y transporte
de gas natural suele ser de manera neumática, el cual
utiliza la energía de gas natural presurizado liberándolo
al ambiente. Sin embargo el control también puede ser
por mecanismos eléctricos o por compresión de aire.
Instalación de válvulas BASO®
El uso de válvulas baso® en calentadores y
procesadores de crudo evita pérdidas de gas natural
pues éstas cuentan con sensores de temperatura
que detectan la temperatura de la flama del piloto
de dichos equipos, cerrando el flujo de gas natural
cuando detecten que la flama se ha apagado.
Convertir controles neumáticos a mecánicos
Con el cambio a sistemas de control mecánicos, los
cuales usan vínculos mecánicos para transmitir la
posición del líquido con el uso de flotadores a las
válvulas de drenaje, se evitan las pérdidas de gas
natural a la atmósfera típicas en sistemas neumáticos.
Instalar quemadores
Evita la liberación a la atmósfera de gases que
contienen metano, compuestos orgánicos volátiles,
ácido sulfhídrico y otros gases contaminantes, al
quemarlos. No existen ahorros por reducción de
emisiones pero logra convertir los gases fugados en
gases con un menor impacto ambiental.
Instalar dispositivos electrónicos para encender la
flama del piloto
Consiste en remplazar los pilotos con chispas
eléctricas, similares a las de las estufas modernas,
los cuales requieren de poca energía eléctrica. De
acuerdo a los estudios de la epa, la cantidad de
metano perdido con pilotos convencionales sería de
1.68Mft3 anuales.
41
42
5. METODOLOGÍA PARA CUANTIFICAR
LA REDUCCIÓN DE EMISIONES
DERIVADA DE CADA ACTIVIDAD
DE PROYECTO
Una parte primordial en el desarrollo de esta
etapa de la nama consiste en la propuesta de
una metodología a través de la cual se establecen las formulas y los criterios para el cálculo de las reducciones de emisiones estimadas para cada una de
las actividades de proyecto.
La metodología empleada para la determinación de la reducción
de emisiones de CO2 equivalente, asociada a la actividad de proyecto
minimiza razonablemente la incertidumbre del cálculo y genera resultados exactos, coherentes y reproducibles, siguiendo lo establecido por la nmx-saa-14064-1-IMNC-2007.
Para garantizar que la contabilización de la reducción de emisiones sea realizada de la manera más acertada y conservadora posible,
ha sido utilizada como referencia la metodología AM0023 (Detección
y reparación de fugas en los sistemas de producción, procesamiento,
transmisión y almacenamiento de gas natural y en refinerías) aprobada por la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio
Climático (cmnucc) para la validación de proyectos bajo el Mecanismo
de Desarrollo Limpio (mdl).18
El desarrollo de esta metodología incluye la evaluación de la adicionalidad de cada actividad de proyecto; es decir, concluir si una
actividad de proyecto determinada en verdad requiere de un incentivo
para poder realizarla y en consecuencia, conseguir la reducción de
emisiones calculada por el proponente de proyecto.
Las emisiones reducidas por una actividad de proyecto habrán de
estar determinadas en función de la reducción de emisiones fugitivas
producto de la misma. De manera enunciativa se define de la siguiente manera:
Reducción de emisiones del proyecto = Emisiones en la línea base
– Emisiones de la actividad de proyecto
Lo anterior se puede observar de forma esquemática en el siguiente gráfico:
18
Disponible en el sitio: http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/
approved
43
Emisiones de CO2
REDUCCIONES DEL PROYECTO
Tiempo
Emisiones en la línea base
Emisiones en la actividad de proyecto
5.1 Línea Base
La línea base se define como las emisiones de gei que se generarían
en ausencia de la actividad de proyecto de reducción de emisiones
propuesta. Para la identificación de la línea base es necesario primero
identificar la situación actualy evaluarla para el tiempo de vida de la
actividad de proyecto.
5.2 Actividad de proyecto
Una actividad de proyecto se define como aquella acción específica
o conjunto de acciones encaminadas a reducir emisiones de gei con
respecto a la línea base. A su vez, la implementación de cada actividad de proyecto puede generar emisiones de gei que no hubieran
existido en ausencia del mismo, dichas emisiones podrán ser calificadas como emisiones del proyecto.
5.3 Fronteras del proyecto
Las fronteras del proyecto responden a la localización geográfica en
la cual se encuentran los componentes incluidos en la actividad de
proyecto.
Un componente es definido como: cualquier equipo de proceso en
los sistemas de producción, procesamiento, almacenamiento y dis44
Figura 5. Esquema sobre la
reducción de emisiones
tribución de gas natural, así como en refinerías. Esto puede incluir
válvulas, bridas y otros conectores, sellos de bombas y compresores,
diafragmas, drenes, medidores y sistemas de venteo, entre otros.
5.4 Programa avanzado de detección y reparación
de emisiones fugitivas
La metodología estructurada para esta nama busca centrarse en la
reducción o eliminación de emisiones fugitivas de componentes mediante la adopción de un programa avanzado de detección y reparación de emisiones fugitivas.
Un programa convencional de detección y reparación de emisiones fugitivas corresponde al programa estructurado por el proponente
de proyecto con el objetivo de detectar y reparar componentes que
generen emisiones fugitivas. Un programa convencional de detección
y reparación de emisiones fugitivas también comprende cualquier medida de detección o reparación que el proponente de proyecto deba
acatar apegándose a la legislación nacional aplicable.
Por su parte, un programa avanzado de detección y reparación de
emisiones fugitivas es todo aquel que excede al programa convencional seguido por cada proponente de proyecto de manera particular
hasta antes de la ejecución de la actividad de proyecto. Un componente diferenciador necesario para que un programa de detección
y reparación de emisiones fugitivas pueda calificarse como avanzado
será la creación de una base de datos necesaria para concentrar toda
la información resultante de la actividad de proyecto, que a su vez servirá para determinar la reducción de emisiones producto de esta última (referirse al paso 1 de la sección de “Metodología: adicionalidad
y cálculo de reducción de emisiones” para más detalles sobre el contenido de la base de datos).
Un programa avanzado de detección y reparación de emisiones
fugitivas también puede consistir en:
La adopción de un sistema de monitoreo más riguroso, por ejemplo: un incremento en la frecuencia de mantenimiento en los
componentes en los que se han identificado emisiones fugitivas,
resultando en un mejor seguimiento y finalmente en la reducción
de emisiones fugitivas.
45
l uso de tecnología de detección y/o cuantificación de emisioE
nes fugitivas más avanzado.
Sin embargo, para que estas últimas medidas puedan ser consideradas parte de un programa avanzado de detección y reparación de
emisiones fugitivas bajo esta nama, deberán haber sido implementadas contemplando como uno de los objetivos la redución de emisiones fugitivas del(los) componente(s) al medio ambiente.
5.5 Aplicabilidad de la metodología
Esta metodología es aplicable a actividades de proyecto que reducen
las emisiones fugitivas en componentes utilizando como herramienta la implementación de un programa avanzado de detección y reparación de emisiones fugitivas.
De manera enunciativa, más no limitativa, esta metodología es
aplicable para los siguientes escenarios:
L a substitución de componentes ya instalados y en operación,
por otros más avanzados que representen una reducción en el
nivel de emisiones fugitivas o su completa eliminación.
El uso de tecnología más eficiente (que reduzca o elimine las emisiones fugitivas) como remplazo para componentes cuya vida útil
está por terminar, y el remplazo contemplado para estos últimos
serán componentes con el mismo nivel o un nivel similar de eficiencia.
El uso de tecnología más eficiente (que genere una menor cantidad o elimine las emisiones fugitivas) en la construcción de nuevos proyectos, tomando como referencia la tecnología que inicialmente estaba considerada para éstos.
La implementación de un sistema avanzado de monitoreo de
componentes donde se ha identificado la generación de emisiones fugitivas. Ejemplo de este caso puede ser el incremento
en la frecuencia de mantenimientos preventivos, más allá de los
mínimos especificados por el proveedor, representando un esfuerzo adicional del proponente de proyecto.
El uso de tecnología más avanzada para la detección y reparación
de fugas. Esta deberá ir más allá de la utilizada históricamente
46
por el proponente de proyecto, significando por lo tanto un esfuerzo adicional por parte del proponente de proyecto.
Algunos casos prácticos que pueden ser englobados dentro de
los escenarios anteriores se han explicado con mayor detalle en la
sección 4.7.2 denominada “Prácticas y tecnologías recomendadas
por el programa Natural Gas star”. Adicionalmente, se pudieran
considerar proyectos de recuperación de corrientes ricas en metano
y de recuperación de metano en unidades de eliminación de nitrógeno (nru).
Las emisiones de metano producidas por desfogues o corridas de
diablos para el mantenimiento de ductos pueden alcanzar niveles significativos, por lo que la recuperación de estas corrientes de gas ricas
en metano para un posterior aprovechamiento representa una importante oportunidad para la reducción de emisiones fugitivas. Por otro
lado, a pesar de que el porcentaje de metano en las corrientes de Nitrógeno eliminadas de los equipos nru (por sus siglas en inglés, Nitrogen Rejection Unit) es bajo, el impacto de esta fuente de emisiones
fugitivas es grande debido a los considerabless volúmenes comprendidos en esta fase del procesamiento del gas natural.
5.6 Metodología: adicionalidad y cálculo
de reducción de emisiones
Las emisiones de línea base, de acuerdo a la definición previamente
dada, se refieren a la cantidad de metano liberado en forma de emisiones fugitivas de los componentes que forman parte de una actividad de proyecto específica.
La metodología se compone de los siguientes seis pasos:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Descripción del programa avanzado de detección y reparación
de emisiones fugitivas de la actividad de proyecto.
Comprobación de la adicionalidad de la actividad de proyecto.
Determinación de la vida de la actividad de proyecto.
Cálculo de las emisiones de línea base.
Cálculo de las emisiones de la actividad de proyecto
Cálculo de la reducción de emisiones de la actividad de proyecto.
47
5.6.1 Paso 1: Descripción del programa avanzado de detección
y reparación de emisiones fugitivas de la actividad de proyecto
El proponente de un proyecto primeramente deberá describir las prácticas actuales de detección y reparación de fugas aplicados a la actividad de proyecto que busque inscribirse dentro de la nama.
Los siguientes criterios pueden ser tomados en cuenta para ser
incluidos en dicha descripción:
spectos de seguridad: Algunas emisiones fugitivas requieren
A
ser reparadas por motivos de seguridad. Una evaluación de las
regulaciones de seguridad, estándares de seguridad de la industria local y su implementación pude ser de ayuda para identificar
qué tipo de fugas son detectadas y reparadas bajo las regulaciones y prácticas locales.
Acceso: Algunas emisiones fugitivas no pueden ser detectadas
por un programa convencional de detección y reparación de fugas
debido a que son inaccesibles (concurrencia, seguridad, temperaturas, etcétera).
Visibilidad, sonido u olor: Algunas compañías reparan sus emi
s iones fugitivas sólo si el personal ve, huele o escucha la fuga.
Tecnologías de detección de emisiones fugitivas: Las emisiones fugitivas detectadas pudieran depender del tipo de tecnología utilizada para detectar las fugas. La introducción de tecnologías avanzadas como parte del proyecto puede ayudar a
identificar emisiones fugitivas que de otra manera no hubieran
sido ignoradas.
El siguiente tipo de información puede ser utilizada:
rotocolos escritos y registros de reparación de emisiones fugiP
tivas de años previos.
Especificaciones y estándares de diseño de los equipos.
Procedimientos internos de capacitación de personal para identificación y reparación de fugas.
Documentación sobre las tecnologías y equipos de medición utilizados para detectar emisiones fugitivas y materiales disponibles para llevar a cabo las reparaciones.
48
Posteriormente, se deberá describir el programa avanzado de detección y reparación de emisiones fugitivas que se adoptará como
parte de la actividad de proyecto.
Como fue mencionado anteriormente, para fines de esta nama la
característica principal de un programa avanzado de detección y reparación de emisiones fugitivas es el establecimiento de una base de
datos para la concentración de la información que servirá para calcular la reducción de emisiones de la actividad de proyecto En general,
se recomienda que la base de datos incluya la siguiente información
para cada componente donde se originan las emisiones fugitivas:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Datos para identificar claramente el componente: Número de
identificación, tipo de componente, tamaño del componente,
servicio, área o unidad de procesamiento, ubicación del componente, tipo de instalación.
Información relevante de la detección de la emisión fugitiva:
Fecha de la detección, método aplicado, quién detectó la emisión fugitiva, lectura de la detección (en caso de aplicar).
En caso de que se cuantifique el flujo de las emisiones fugitivas para un componente en particular: fecha de la medición,
método de medición utilizado, flujo cuantificado de la emisión
fugitiva de metano, porcentaje de incertidumbre de la medición.
Horas durante las cuales el componente ha estado en servicio
de gas natural presurizado o gas de refinería desde la última
revisión de emisiones fugitivas.
Información acerca de la elegibilidad del componente generador
de emisiones fugitivas a ser incluido en la activida de proyecto.
Información relevante sobre los intentos de reparación del componente.
La base de datos será continuamente actualizada durante el tiempo de vida de la actividad de proyecto con información de los componentes con emisiones fugitivas reparados y/o remplazados.
5.6.2 Paso 2: Comprobación de la adicionalidad
Para que el proyecto pueda registrase como parte de esta nama deberá
de cumplir con los siguientes criterios, denominados como criterios de
adicionalidad.
49
Criterios de adicionalidad: Para que una actividad de proyecto
sea adicional debe cumplir con todos los siguientes requisitos:
a) Adoptar un programa avanzado de detección y reparación de
emisiones fugitivas.
b) Las medidas implementadas como parte de la actividad de
proyecto para reducir emisiones fugitivas dentro de las
fronteras del proyecto deberán cumplir con la normatividad
Mexicana aplicable con el objetivo de garantizar que se
cumple con los requisitos mínimos para ser operativas en
el país.
c) El proponente de proyecto deberá comprobar que ha implementado al menos una de las siguientes opciones:
• Un
componente más eficiente (que en base a especificaciones técnicas genera una menor cantidad de emisiones
fugitivas) que el que se usaría en la línea base.
• Un sistema de monitoreo más riguroso respecto al establecido previo a la actividad de proyecto.
• Una tecnología más avanzada para la detección y monitoreo de emisiones fugitivas.
5.6.3 Paso 3: Determinación de la vida de la actividad de proyecto
Al calcular las emisiones de línea base, se supone que las emisiones fugitivas se generan como parte de la operación normal de un
componente y que acciones adicionales deben realizarse para reducir o eliminar dicha fuente de emisiones.
Las emisiones de línea base serán consideradas hasta que la
reparación, reemplazo o mejora del componente, sistema o equipo
de detección y reparación específico se hubiera realizado o implementando de forma programada. Lo anterior puede ser soportado
con cualquiera de los siguientes recursos:
La práctica actual del sector.
El programa de mantenimiento seguido por el proponente.
La vida útil especificada por el fabricante del componente.
Información pública disponible específica para el componente
en cuestión.
50
5.6.4 Paso 4: Cálculo de las emisiones de línea base
Existen dos opciones para el cálculo de las emisiones de línea base:
Opción 1: Usar cualquier herramienta listada en la sección de
“equipo de monitoreo” (referirse al Anexo IV de este documento) para
detectar (no para cuantificar) las emisiones fugitivas y aplicar los factores de emisión “default” desarrollados por el Instituto Americano del
Petróleo (api por sus siglas en inglés, American Petroleum Institute),
utilizando como base los métodos de la epa la información del fabricante del componente.
Las emisiones deberán ser calculadas multiplicando la fracción
de metano en el gas natural o el gas de refinería con los factores de
emisión apropiados y sumando al final los de todos los componentes,
como se muestra a continuación:
Con
∑ ∑[EF × T ]
BEy = 1 × GWPch 4 × w ch4,y × i
1000
i
i,r
(1)
r
Donde:
BEy
=
Emisiones de línea base para el año “y” (t CO2e)
GWPCH4
=
Potencial de calentamiento global (t CO2e / t CH4)
=
Fracción másica del metano en el gas natural/ para el año
“y” (kg CH4 / kg gas)
EFi
=
Factor de emisión del componente tipo i (kg/hora/componente)
Ti,r
=
Tiempo en el que el componente r del componente tipo i
generaría emisiones fugitivas en el escenario de línea base y
sería elegible para el proyecto durante el año “y”
=
Tipos de componentes de acuerdo a la clasificación del
Compendio de la api (o algún estándar similar) (“api
Compendium of Greenhouse Gas Emissions Methodologies for
the Oil and Natural Gas Industry” 2009, tablas 6-17, 18, 19, 21)
=
Componentes del componente tipo i para el cual las
emisiones fugitivas fueron detectadas durante la inspección
inicial y generarán emisiones fugitivas en el escenario de
línea base durante el año “y”.
wCH
i
r
4,y
51
Opción 2: Medición de los flujos de las emisiones fugitivas a través del uso de una tecnología adecuada de medición como se describe en la sección de “Equipo de monitoreo” (referirse al Anexo IV
de este documento).
Las emisiones de línea base se calculan como sigue:
Con
∑[F
BE y = ConvFactor × ch4,j
j
]
× Tj,y × (1-URj) × GWPch 4
(2)
Donde:
BEy
=
ConvFactor
=
Emisiones de línea base para el año “y” (t CO2e)
Factor de conversión para convertir Nm3 de CH4 a t CH4
j
=
Todas las emisiones fugitivas incluidas en la actividad
de proyecto que han sido detectadas y reparadas y que
hubieran generado emisiones fugitivas en el escenario
de línea base durante el año “y”
FCH4 j
=
Flujo de metano medido para la emisión fugitiva j
presentada en un componente (m³ CH4 / h)
URj
=
Rango de incertidumbre para el método de medición
aplicado a la emisión fugitiva j.
Tj,r
=
El tiempo que el componente hubiera tenido la emisión
fugitiva j bajo el escenario de línea base en el año “y”
GWPCH4
=
Potencial de calentamiento global (t CO2e / t CH4)
La incertidumbre de las mediciones se toma en cuenta de manera
conservadora utilizando el flujo de emisiones fugitivas en el límite inferior del rango de incertidumbre de la medición a un 95% de intervalo de confianza para las emisiones fugitivas de la línea base. Por
ejemplo, si el flujo de la fuga medido es de 1 m3/h y el rango de incertidumbre del método de medición es de ±10%, la reducción de
emisiones debe ser calculada con base en un flujo de 0.9 m3/h. Tomando en cuenta la gran cantidad de mediciones potencialmente
involucradas en el estudio de línea base, pueden ser utilizados los
métodos de cálculo existentes en las guías del ipcc utilizando las in52
certidumbre combinadas de todas las mediciones.
Las siguientes suposiciones deberán hacerse en el cálculo de las
emisiones de línea base:
Para componentes en los cuales no se detectaron emisiones fugitivas en una primera inspección y donde sí fueron detectadas en
inspecciones subsecuentes, las emisiones de línea base deberán
ser contabilizadas a partir de que la emisión fugitiva fue detectada.
Las emisiones fugitivas de componente específico se incluyen en
los cálculos hasta el término del tiempo de vida determinado en
el paso 3.
5.6.5 Paso 5: Cálculo de las emisiones de la actividad de proyecto
Las emisiones de proyecto incluyen aquellas emisiones que ocurren
dentro de los componentes existentes en los límites de la actividad de
proyecto, en caso de que una reparación deje de funcionar, por el
tiempo en el que ésta dure sin ser reparada nuevamente.
Las emisiones de proyecto se calculan como se explica a continuación:
En el caso de la Opción 1:
∑ ∑ [EF × T ]
PEy = 1 × GWPch 4 × w ch4,y × i
1000
i
i,x
(3)
x
Donde:
PEy
=
Emisiones del proyecto en el año “y” (t CO2e).
GWPCH4
=
Potencial de calentamiento global del metano (t CO2e / t CH4).
i
=
Tipo de componente de acuerdo a la clasificación del
Compendio API 200919 (véase Anexo III) o estándares
equivalentes.
=
Fracción másica del metano en el gas natural/ gas de
refinería para el año “y” (kg CH4 / kg gas).
wCH
4,y
19
2007, pp. 4-8.
53
EFi
=
Factor de emisión del componente tipo i (kg/hora/tipo de
componente).
Ti,x
=
El tiempo en el que el componente x del tipo I de componente
tuvo emisiones fugitivas durante el año “y” (horas).
x
=
Todos los componentes del componente tipo i que son
contabilizados para las emisiones de proyecto durante el
año “y”
En el caso de la Opción 2:
∑ [F
PEY = ConvFactor × 2
ch4,Z
]
× TZ × (1-URZ) × GWPch 4
(4)
Donde:
PEY
=
Emisiones del proyecto en el año “y” (t CO2e).
ConvFactor
=
Factor de conversión para convertir Nm3 CH4 en t CH4.
Z
=
Todas las emisiones fugitivas contables como emisiones de
proyecto durante el año “y”.
FCH4 j
=
El flujo de emisión de metano de la fuga z del componente
en cuestión (Nm3CH4 /h).
URz
=
El rango de incertidumbre para el método de medición
aplicado para la emisión fugitiva z
Tz
=
El tiempo en el que el componente x del tipo I de componente
tuvo emisiones fugitivas durante el año “y” (horas).
GWPCH4
=
Potencial de calentamiento global del metano (t CO2e / t CH4).
La incertidumbre de las mediciones se toma en cuenta de manera
conservadora utilizando el flujo de las emisiones fugitivas en el límite
superior del rango de incertidumbre de la medición a un 95% de intervalo de confianza para las emisiones por fugitivas de la línea base.
Por ejemplo, si el flujo de la fugitivas medido es de 1 m3/ h y el rango
de incertidumbre del método de medición es de ±10%, la reducción de emisiones debe ser calculada basados en un flujo de 1.1 m3/ h.
Tomando en cuenta la gran cantidad de mediciones potencialmente
involucradas en el estudio de línea base, pueden ser utilizados los
métodos de cálculo existentes en las guías del ipcc utilizando las incertidumbre combinadas de todas las mediciones.
54
Si la reparación de una fuga deja de funcionar, las siguientes suposiciones deben hacerse en el cálculo de las emisiones del proyecto:
a.
b.
c.
Con el mismo flujo que fue medido antes de su reparación
cuando se usa equipo de detección de emisiones fugitivas
únicamente.
A la nueva tasa de emisión medida si la fuente de emisiones
fugitivas es medida nuevamente en el momento del monitoreo.
A la tasa especificada en el Compendio api 2009 el determinado con base en los métodos de la epa, la información del
fabricante del componente, o alguna fuente equivalente (en
el caso de la opción 1).
Se conjetura además que el componente generó emisiones fugitivas desde la última revisión a la que fue sometido dicho componente
sin que se percibiera emisión fugitiva alguna. Por lo tanto, las emisiones fugitivas que se originen de donde la reparación falló deberán incluirse en las emisiones de proyecto hasta que ocurra alguna de las
siguientes opciones (la primera en ocurrir):
a.
b.
La fuente de emisiones fugitivas es reparada y ésta no deja de
funcionar.
El reemplazo del componente en el que se presentaban las
emisiones fugitivas..
5.6.6 Paso 6. Cálculo de la reducción de emisiones
Como se estableció al inicio de esta sección, el cálculo de la reducción
de emisiones producto de una actividad de proyecto específica debe
realizarse con base en la siguiente fórmula:
Reducciones del proyecto = Emisiones en la línea base – Emisiones
en la actividad de proyecto
5.7 Monitoreo de la actividad de proyecto
Siguiendo los parámetros establecidos en la metodología aprobada
por la cmnucc, a continuación se presentan los procedimientos de
55
monitoreo y las variables que deberán ser tomadas en cuenta durante
dicha etapa.
5.7.1. Establecimiento de una base de datos
Referirse al paso 1 de la sección anterior, Metodología: adicionalidad
y cálculo de reducción de emisiones.
5.7.2. Recolección de datos durante la implementación del proyecto
La implementación del proyecto incluye un estudio inicial seguido por
estudios regulares subsecuentes de cada componente dentro de los
límites del proyecto. Incrementar la frecuencia de dichos estudios tenderá a aumentar el nivel de control obtenido sobre las fugas.
5.8 Requerimientos de monitoreo
Para cada componente que genere emisiones fugitivas se deberá recolectar la siguiente información en cada uno de los monitoreos regulares:
echa de monitoreo.
F
El número de horas durante las cuales el componente es utilizado
para gas natural presurizado.
Valorar si la reparación, remplazo o mejora del componente, sistema o equipo de detección y reparación de emisiones fugitivas,
según aplique, funciona adecuadamente.
Toda la información anterior, así como los parámetros a ser monitoreados (referirse al Anexo V), debe ser añadida a la base de datos
creada como parte del programa avanzado de detección y reparación
de fugas.
Esta nama no establece un periodo máximo o mínimo de monitoreo, dejándolo a consideración de cada proponente de proyecto. Estas
verificaciones deben ser realizadas por una Entidad Designada (ed)
autorizada por la Entidad Coordinadora (ec)20 y contratada por el
Proponente de proyecto (pp).
20
Estos organismos serán explicados a detalle en la sección de Mecanismos de
Validación y de Registro.
56
6. MECANISMO DE VALIDACIÓN
Y REGISTRO
La validación de una actividad de proyecto
(ap) es un proceso riguroso a fin de constatar
que las condiciones de aplicabilidad y los criterios de adicionalidad se cumplan. Esta etapa
busca además, garantizar que los beneficios de cada actividad de
proyecto sean reales, mesurables y de largo plazo, teniendo como resultado final la inscripción o registro de una determinada actividad
de proyecto a la nama. A continuación se explican las opciones para
realizar la validación:
Mecanismo de validación análogo al seguido bajo el mdl o el
vcs.
Mecanismo dictado por la fuente de financiamiento obtenida
por una actividad de proyecto específica.
El proceso de validación y registro requiere de la interacción de
los siguientes participantes:
ntidad Coordinadora (ec): Esta institución concentra la inforE
mación de las distintas actividades de proyecto inscritas en la
nama. Evalúa y acredita a terceros para desempeñar funciones
de Entidad Designada mantiene registro de la reducción de emisiones generadas como producto de la nama y elabora estadísticos de los resultados obtenidos por la misma.
Sólo podrá haber una Entidad Coordinadora por periodo de
verificación, podrá ser una entidad gubernamental o una privada
que no sea Proponente de proyecto, deberá actuar de forma imparcial siendo ajena a los intereses de los Proponentes de Proyecto y será elegida por las distintas entidades financiadoras de
esta nama en conjunto con al menos una entidad del Gobierno
de México. Los gastos operativos de la Entidad Coordinadora serán cubiertos en conjunto por los fondos que patrocinan las actividades de proyecto que integren la nama.
Proponente de proyecto (pp): Entidad responsable de la actividad de proyecto. Es responsable de todas las actividades relacionadas con el desarrollo conceptual de la actividad de proyecto
y la ejecución del mismo. Entre otras, las actividades que debe de
realizar son las siguientes:
57
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Elaborar el Documento del proyecto (dp).
Elaborar una memoria de cálculo de la reducción de emisiones
producto de la actividad de proyecto.
Establecer un procedimiento de monitoreo, recolección y archivo de información.
Proporcionar toda la información necesaria para que la actividad de proyecto a su cargo sea validada por la ed. Esta información debe ser respaldada a través de documentación
fidedigna.
Organizar y coordinar la validación y verificación de su respectiva actividad de proyecto.
Transmitir a la Entidad Coordinadora la documentación principal que soporta su registro como actividad de proyecto dentro de esta nama y, al concluir cada etapa de verificación, la
documentación que certifica la reducción de emisiones correspondiente al periodo de verificación correspondiente.
Entidad Designada (ed): Entidad independiente que actúa como
auditor de cada actividad de proyecto que quiera participar en
la nama. Su obligación es la de verificar el cumplimiento con las
condiciones de aplicabilidad y criterios de adicionalidad, y validar el cálculo de reducción de emisiones realizado por cada Proponente de proyecto.
Esta entidad puede ser una Entidad Operacional Designada
(doe por sus siglas en inglés, Designated Operational Entity) acreditada por la cmnucc, un organismo acreditado por la Entidad
Mexicana de Acreditación (ema) o un tercero con experiencia
probada en proyectos de reducción de emisiones de gei. La ed
debe ser aprobada por la Entidad Coordinadora de la nama.
Los proyectos que busquen formar parte de esta nama deberán
elaborar un Documento del Proyecto (dp) que contenga la siguiente
información presentada en el Anexo VI “Plantilla de Documento del
Proyecto”:
58
6.1 Mecanismo de validación análogo
al seguido bajo el mdl o el vcs
El proceso de validación a través de esta opción debe ser coordinada
por el Proponente de proyecto y debe ser avalado por una Entidad
Designada ajena al Proponente de proyecto. El proceso de validación
es el siguiente:
1.
2.
3.
4.
5.
21
El Proponente de proyecto debe de establecer contacto con
la Entidad Coordinadora con el objetivo de informarle sobre
su interés en participar en la nama.
El Proponente de proyecto se pone en contacto con alguna
Entidad Designada para coordinar e iniciar el proceso de validación. La Entidad Designada deberá ser contratada por el
propio Proponente de proyecto.
El Proponente de proyecto hará entrega de la documentación requerida por la Entidad Designada para conducir el proceso de validación hasta alcanzar el registro de la Actividad
de Proyecto.
La Actividad de Proyecto en validación es sometida a un proceso de elegibilidad conducido por la Entidad Coordinadora
para determinar la necesidad de realizar una visita a sitio como
requisito para obtener su registro. En caso de que una visita
sea necesaria, la misma será organizada y coordinada por el
Proponente de proyecto en caso contrario la Entidad Coordinadora hará la notificación a la Entidad Designada quien a
su vez procederá a la elaboración del Reporte de Validación
(rv).21
La Entidad Designada deberá entregar al Proponente de Proyecto un Reporte de Validación que contendrá un análisis de
la Actividad de Proyecto, una descripción del proceso de validación y una conclusión sobre su elegibilidad de la Actividad de proyecto en cuestión como parte de la nama descrita
en este documento (referirse al Anexo VIII “Plantilla de Reporte de Validación”).
Este documento se ubica en los anexos.
59
contacta
a la ec y
comunica su
intención de
inscribir un
proyecto a la
pp
nama
contrata a
una ed para
conducir el
proceso de
validación
pp
El pp redacta
el dp y se lo
entrega a la ed
junto con las
evidencias que
este último
solicite.
La ed elabora
el rv que
contine sus
conclusiones
sobre la
solicitud de
registro de la
ap a la nama.
El pp envía el dp
y el rv a la ec.
Si el rv tiene
una respuesta
positiva el
proyecto queda
registrado y
continua a
la etapa de
verificación.
6.2 Mecanismo dictado por la fuente de financiamiento
obtenida por una ACTIVIDAD DE PROYECTO específica
El fondo o entidad patrocinadora del proyecto podrá definir su propio
mecanismo de validación. Al término del proceso de validación, el
Proponente de proyecto deberá hacer entrega del Documento del Proyecto, la memoria de cálculo de la reducción de emisiones (mc) y de
un documento extendido por la entidad financiadora que contenga
la descripción del proceso de validación seguido por la actividad de
proyecto a la Entidad Coordinadora. Una vez que la Entidad Coordinadora reciba dicha documentación el proyecto quedará registrado.
60
Figura 6. Proceso de validación
7. VERIFICACIÓN
El proceso de verificación se lleva a cabo entre el Proponente de proyecto y la Entidad
Coordinadora. Para este proceso puede utilizarse uno de los dos mecanismos presentados como opciones para la etapa de validación: auditoria de una Entidad Designada o mecanismo definido por la entidad financiadora.
Esta actividad es de suma importancia ya que de esta depende que
las reducciones sean otorgadas o no al Proponente de proyecto.
Una vez que una Actividad de Proyecto ha sido registrada o se
encuentra en operación, los Proponentes de Proyecto deben ejecutar el plan de monitoreo delineado en este documento y establecido
específicamente en el Documento del Proyecto.
Entidad
coordinadora
+
1. A
uditoría por parte de
una ed
2. Mecanismo definido
por el financiador
3. Consulta pública
Participante
del proyecto
Figura 7. Proceso de verificación
En el caso de que el Proponente de proyecto desee contratar una
Entidad Designada para esta etapa, este deberá entregar a la Entidad
Coordinadora los reportes de monitoreo (elaborado por el proponente
de proyecto, véase Anexo VII “Plantilla de Reporte de Monitoreo”) y
verificación (elaborado por la Entidad Designada, véase Anexo IX: “Plantilla del Reporte de Verificación”), siendo éste último el que contendrá
el fallo en relación a la reducción de emisiones de la actividad de
61
proyecto y servirá como aval del resultado de la etapa de verificación.
De ser requerida una visita a sitio, el Proponente de proyecto deberá
entregar a la Entidad Designada la documentación correspondiente
al primer periodo de monitoreo en un plazo no menor a 30 días naturales previos a la visita a sitio para iniciar la revisión.
En caso de realizar la verificación siguiendo el mecanismo dictado
por la entidad financiadora, Proponente de proyecto deberá enviar
a la Entidad Coordinadora el Reporte de Monitoreo y un documento
extendido por la entidad financiadora que contenga la descripción del
proceso de verificación seguido por la actividad de proyecto.
Una vez que el Proponente de proyecto ha realizado la entrega
a la Entidad Coordinadora de la documentación correspondiente al
mecanismo de verificación seleccionado, la Entidad Coordinadora
certificará la reducción de emisiones correspondiente al Proponente
de proyecto para el periodo de monitoreo evaluado.
62
8. METAS DE REDUCCIÓN
DE EMISIONES
8.1 Reducción estimada
Tomando como base los factores de emisión
predeterminados de metano de los sistemas
de gas natural de países industrializados, los cuales pueden ser encontrados en el Manual de Referencia de las Directrices Revisadas
del ipcc de 1996 para Inventarios de gei, es posible estimar el potencial máximo de reducción de CO2 equivalente en México. Los factores
de emisión de referencia son los siguientes:
Tabla 5. Factores predeterminados de emisiones fugitivas de CH4 para el
procesamiento, transporte y distribución de gas natural
Unidad
Factor de emisión
predeterminado
Estados Unidos y Canadá
tCH4/PJ
57*
Europa occidental
tCH4/PJ
72*
Otros países exportadores de petróleo /
Resto del mundo
tCH4/PJ
118*
*De manera conservadora, se tomaron los límites inferiores de los factores de emisión
Tomando como referencia la información de la tabla previa, el factor de emisión correspondiente para México es 118 tCH4 /PJ, mientras que para Europa Occidental es de 72 tCH4 /PJ y para Estados
Unidos y Canadá es de 57 tCH4 /PJ, siendo el sistema de procesamiento, transporte y distribución de gas natural de estos últimos dos
países los que generan la menor cantidad de emisiones fugitivas por
PJ de gas natural producido a nivel mundial.
Según la información pública más reciente (tabla 6), México ha
producido un total de 6,706.18 PJ de gas natural en el periodo 20092011, es decir, un promedio de 2,235.39 PJ/año.
De acuerdo a los datos anteriores, el sistema de procesamiento,
distribución y transmisión de gas natural de México podría marcarse como meta aspiracional el alcanzar los niveles de emisiones fugitivas de países desarrollados como Estados Unidos y Canadá, siendo
estos sistemas los más eficientes a nivel internacional. A continuación se presenta el cálculo del potencial de reducción de emisiones
fugitivas:
63
Tabla 6. Producción de energía primaria 2009-2011 (Petajoules)22
Producción de energía primaria (PJ)
Descripción
2009
Total
2010
2011
9,474.71
9,250.71
9,190.76
222.18
241.28
290.96
8,530.08
8,304.34
8,151.63
6,058.73
6,008.64
5,933.53
86.08
92.51
100.38
Gas natural
2,385.27
2,203.19
2,117.72
Nucleoenergía
112.75
63.94
106.39
Renovables
609.71
641.14
641.78
95.20
132.26
130.56
152.69
149.94
149.29
Energía solar
4.06
4.91
5.86
Energía eólica
7.24
4.46
5.93
Biogás
1.12
1.30
1.47
349.40
348.28
348.67
88.73
88.97
90.58
260.68
259.31
258.09
Carbón
Hidrocarburos
Petróleo crudo
Condensados
Hidroenergía
Geoenergía
Biomasa
Bagazo de caña
Leña
Fuente: SENER Balance Nacional de Energía 2011.
Tabla 7. Potencial de reducción de emisiones fugitivas (tCO2e)
Parámetro
Factor de emisión de Estados Unidos y Canadá (tCH4/PJ)
Factor de emisión de México (tCH4/PJ)
Potencial de efecto invernadero del CH4 (tCO2e/tCH4)
Producción anual de GN (PJ)
Potencial de reducción de emisiones (tCO2e)
Valor
57
118
21
2,235
2,863,035
22
sener, Balance nacional de energía 2011, cuadro 38, p. 104. Disponible en: http://
www.energia.gob.mx/res/PE_y_DT/pub/2012/BNE_2011.pdf [Acceso 07/02/2013]
64
Al evaluar los resultados de la tabla 7, se obtiene que el potencial
máximo de reducción de emisiones para esta nama es de 2,863,035
tCO2 equivalente al año. El alcanzar este objetivo representaría una
actualización y optimización del sistema nacional de gas natural hasta
los niveles más avanzados en la escala mundial, específicamente para
las etapas de procesamiento, distribución y transmisión de gas natural. Siendo que se toma como referencia un sistema de alta eficiencia, pero aún así con emisiones fugitivas propias de la operación del
sistema de gas natural, este potencial representa una meta realista y
alcanzable a través de esta nama.
8.2 Balance de materia y energía para el Sistema Nacional
Figura 8.Balance de materia y
energía para el Sistema Nacional
de procesamiento, transporte y
distribución de gas natural*
2,248,325 tj de gn
46,840 Gg de gn
Utilizando como referencia la producción de gas natural nacional de
2011, la cual totalizó 2,235,000 TJ de acuerdo a la información contenida en la tabla 6, y las emisiones fugitivas de metano estimadas
como potencial máximo para esta nama (2,863,035 tCO2 equivalente
por año, igual a 263,730 tCH4 por año), es posible establecer el siguiente balance de materia para el sistema nacional de procesamiento, transporte y distribución de gas natural actual:
De acuerdo a lo anterior, esta nama aspira a transformarse en una
plataforma para pequeños proyectos que en su conjunto permitan
la recuperación de 278 Gg de gn, lo que se traduce en un 0.6% de la
producción nacional.
Sistema Nacional de
procesamiento, transporte
2,235,000 tj de gn
46,563 Gg de gn
13,325 tj de gn
278 Gg de gn
* Para estos cálculos se han utilizado datos del IPCC y de la página oficial de pemex .23
23
Directrices 2006 del IPCC para inventarios nacionales de Gases de Efecto
Invernadero, volumen 2: Energía, capítulo 1, p. 1.18. Disponible en: http://www.
ipcc-nggip.iges.or.jp/public/2006gl/pdf/2_Volume2/V2_2_Ch2_Stationary_
Combustion.pdf
65
66
9. FINANCIAMIENTO DEL PROYECTO
El financiamiento requerido para que una
actividad de proyecto en particular sea económicamente factible debe ser claramente
definido por el Proponente de proyecto, específicamente deberá estar contenida en el documento, especificándose en la sección A.2 de la Plantilla del Documento del Proyecto
(referirse al Anexo VI). Dicha evaluación deberá haber sido realizada
con base en documentos soporte que permitan sustentar cada dato.
Debido al gran alcance de esta nama y a la gran diversidad de
actividades de proyecto que pueden presentarse, no se limitan los
métodos de evaluación de costos de capital para el cálculo del financiamiento solicitado por las actividades de proyecto, incluyendo como
alternativas el cálculo de la Tasa Interna de Retorno (tir) o el Valor
Presente Neto (vpn).
El financiamiento calculado por cada actividades de proyecto podrá provenir de fondos, a través de créditos de carbono y cualquier
equivalente aportado por un tercero que en conjunto sea el equivalente a la cantidad solicitada por el Proponente de proyecto.
Un caso práctico de determinación del financiamiento se presenta
a continuación:
9.1 Proyecto MDL de reducción de emisiones “Reducción
de emisiones de metano en el sistema de distribución de
gas natural en la República de Armenia”24
Este proyecto se presenta en condiciones similares a las existentes
en México. La red de distribución de gas natural incluida en dicha
actividad de proyecto cuenta, como escenario de línea base, con un
sistema convencional de reparación de fugas, centrado principalmente
en el cumplimiento de las disposiciones legales del país, enfocadas en
la seguridad del personal operativo y de la sociedad.
La actividad de proyecto presentada propone la adquisición y
uso de tecnologías avanzadas para la detección, medición y reparación de emisiones fugitivas, como parte de un sistema avanzado tal
24
Información disponible en: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/
BVQI1314039132.28/view
67
y como es descrito en la metodología propuesta. De esta manera, se
espera que la actividad de proyecto, enfocada en la reparación de
15,282 válvulas incluidas en la red, pueda evitar la fuga de 1.98 litros de metano por cada pieza, lo que corresponde a 222,657 toneladas de CO2 equivalentes.
El financiamiento a través de bonos de carbono, hará posible
solventar los altos costos de:
quipos de detección y medición de fugas
E
Sistemas de sellado de diferentes dimensiones
Capacitación del personal para la instalación y mantenimiento
de los sistemas de sellado
Compilación sistemática de información
Monitoreo de la eficiencia de los sistemas de prevención de fugas
El proyecto ha sido aprobado el pasado 29 de noviembre de 2012
para recibir bonos de carbono dentro del Mecanismo de Desarrollo
Limpio de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático. Este financiamiento de cerca de 180 mil euros anuales,
durante cada uno de los diez años del periodo de crédito,25 equivale
aproximadamente al 33.5% del total de la inversión y representa un
factor determinante para que la actividad de proyecto pueda ser llevada a cabo.
Aunque el proyecto previamente descrito sólo corresponde a una
de las posibles actividades incluidas en la presente nama, es útil como
referencia de cómo el financiamiento internacional ha permitido que
actividades con beneficios similares puedan ser implementadas.
25
Precio del bono de carbono al 30 de noviembre de 2012. Fuente: http://www.
eex.com/en/Market%20Data/Trading%20Data/Emission%20Rights/Certified%20
Emission%20Reductions%20Futures%20|%20Derivatives/Certified%20Emission%20Reductions%20Futures%20History%20|%20Derivatives/futures-historic/2012-12/F2CR/2013.12
68
9.2 Proyecto MDL de reducción de emisiones “Reducción de
Fugas en Equipo de Distribución de Gas sobre el suelo en la
red de Distribución de Gas UzTransgaz-Markazgaz (UzTG)”26
Este proyecto, con sede en Uzbekistán, tiene como objetivo la reducción de fugas en estaciones de compuerta, estaciones reguladoras de
presión, válvulas y conexiones, así como en puntos de interconexión
con industrias y edificios residenciales.
Este proyecto fue registrado el 27 de noviembre del 2010, lo que
lo acredita para recibir bonos de carbono dentro del Mecanismo de
Desarrollo Limpio de la Convención Marco de las Naciones Unidas
sobre el Cambio Climático.
El proyecto estima una reducción anual de 1,021,137 toneladas
de CO2 equivalentes a lo largo de un periodo de crédito de diez años,
lo que se traduce en aproximadamente 13 millones de euros como
incentivo, financiamiento que representa un 64% de la costo total
del proyecto (poco más de 20 millones de euros).
9.3 Financiamiento estimado para la NAMA
Con base en los casos mencionados en esta misma sección (véase
sub secciones 9.1 y 9.2), podemos resumir la siguiente información
sobre la inversión y el financiamiento que se ha requerido para su
implementación como se muestra en la tabla 8.
Con base en la información anterior y a manera de estimación, se
tomó como referencia la información de la tabla 8 (que incluye algunas de las actividades consideradas para la presente nama, aunque no
su totalidad) para estimar un valor aproximado de los costos que tendría la nama en caso de alcanzar su máximo potencial, así como el
monto aproximado requerido como financiamiento para su factibilidad.
De esta manera se considera que para alcanzar la reducción de
emisiones estimada en 2,863,035 toneladas de CO2 equivalente anuales se requerirían cerca de 35 millones de euros para la implementación de las distintas actividades de proyectos; para ello se esperaría
que se requiriera un financiamiento de cerca del 54% a través de cualquiera de los mecanismos previamente descritos.
26
Información disponible en: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/SGSUKL1265038490.73/view
69
Tabla 8. Resumen de incentivos económicos para casos ejemplo similares a la nama a nivel internacional
Nombre del proyecto
70
Costo total del
proyecto (euros)
Reducciones del
proyecto por año
(tCO2 eq / año)
Incentivo
económico por
bonos (euros)
% de
financiamiento
Reducción de emisiones
de metano en el sistema
de distribución de gas
natural en la República de
Armenia
7,007,000.00
222,657
1,803,521.70
26%
Reducción de Fugas en
Equipo de Distribución de
Gas sobre el suelo en la
red de Distribución de Gas
UzTransgaz-Markazgaz
(UzTG)
20,392,630.00
1,021,137
13,037,121.19
64%
Promedio
13,699,815.00
621,897
7,420,321.45
54%
10. BENEFICIOS DE LA
IMPLEMENTACIÓN DE LA nama
Esta nama tiene como propósito entregar beneficios ambientales, sociales y económicos,
mismos que se presentan como ejes del desarrollo sostenible.
Ambiental
Contribuir
positivamente en
la preservación del
medio ambiente
Contribuir
positivamente en
medio ambiente
Social
Contribuir
positivamente en
medio ambiente
Económico
Por otra parte, esta nama sienta sus bases en los objetivos perseguidos para México por el Fondo de Prosperidad promovido por la
Embajada Británica en México (fco):27
l principal beneficiado es México.
E
El proyecto promueve el crecimiento sostenible a nivel global.
El proyecto enmarca un conjunto de acciones específicas y
mesurables.
El proyecto puede ser desarrollado a nivel regional o estatal
dentro de México.
Queda claramente establecido el destino de los futuros fondos
que ingresen como apoyo a las actividades de proyecto inscritas
en el marco de esta nama.
27
Embajada Británica en México. Prosperity Fund guidance 2012-2013, pp. 2 y
3. Disponible en: http://uk.sitestat.com/fcoweb/ukingov/s?was.mex.resources.en.
press-release.712765482.712767382.concept-bidding-round.p.pdf.prosperityfund-guidance-jan-2012&ns_type=pdf&ns_url=http://ukinmexico.fco.gov.uk/resources/en/word/doc1/prosperity-fund-guidance-jan-2012
71
Finalmente, esta colaboración tripartita pemex-fco-co2 Solutions,
busca coadyuvar a que México alcance las metas de reducción de
emisiones que se ha propuesto como parte de la Ley General de Cambio Climático (publicada en el Diario Oficial de la Federación el 6 de
junio del 2012), en la cual se establece lo siguiente: “El país asume
el objetivo indicativo o meta aspiracional de reducir al año 2020 un
treinta por ciento de emisiones con respecto a la línea de base; así
como un cincuenta por ciento de reducción de emisiones al 2050 en
relación con las emitidas en el año 2000”.28
Producto de esta nama se busca capitalizar la totalidad de las
2,863,035 toneladas de CO2 equivalente por año que se presentan
como potencial máximo, para ello será imprescindible la suma de esfuerzos puntales (aquí denominadas actividades de proyecto) a través
de la canalización adecuada de recursos, ya sean nacionales o internacionales.
10.1 Otros beneficios
De acuerdo a lo descrito en la sección de objetivos y descripción del
proyecto, las prácticas actuales en cuanto a detección y reparación
de fugas en México están regidas bajo el contenido de la NOM-009SECRE-2002, en la cual toma un papel preponderante el tema de la
seguridad. De esta manera, el desarrollo de esta nama estará enfocado en las “emisiones fugitivas”, las cuales no debieran representar
ningún riesgo tanto para los trabajadores como para la sociedad; sin
embargo, es importante subrayar que la aplicación de un programa
avanzado de detección y reparación de fugas tal y como se propone
para la presente nama puede ser un factor que contribuya con los
esfuerzos actuales en materia de disminución de riesgos y que por lo
tanto minimice las probabilidades de un accidente por algún manejo
inadecuado del gas natural.
De esta forma, los esfuerzos propuestos, además de colaborar en
materia ambiental, económica y social al país también son una herramienta útil en materia de prevención de riesgos.
28
Diario Oficial de la Federación. DOF 06/06/2012: Ley General de Cambio Climático, artículo transitorio segundo, p. 42. Disponible en: http://dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5249899&fecha=06/06/2012
72
ANEXOS
ANEXO I: CLASIFICACIÓN DE FUGAS DE ACUERDO A LA NOM-009-SECRE-2002
“MONITOREO, DETECCIÓN Y CLASIFICACIÓN DE FUGAS DE GAS NATURAL Y
GAS LP, EN DUCTOS”
Grado 1. Son aquellas fugas que representan un peligro inminente para las personas
o propiedades, por lo que, cuando se detectan deben ser reparadas inmediatamente
y/o realizar acciones continuas hasta lograr
que las condiciones dejen de ser peligrosas. Se considera peligrosa toda situación
en la que haya probabilidad de asfixia, incendio o explosión en el área afectada por
la fuga.
rado 2. Esta clase de fugas no son peligroG
sas cuando se detectan, pero representan
un riesgo probable para el futuro, por lo que
se requiere programar su reparación para
prevenir que se vuelvan peligrosas.
Grado 3. Esta clase de fugas no son peligrosas cuando se detectan y tampoco representan un riesgo probable para el futuro, por lo
que, sólo es necesario reevaluarlas periódicamente hasta que sean reparadas.
ANEXO II: PRÁCTICAS Y TECNOLOGÍAS RECOMENDADAS
POR EL PROGRAMA NATURAL GAS STAR
Remplazo de sellos húmedos a sellos
secos en compresores centrífugos
Los compresores centrífugos son ampliamente usados en los sistemas de procesamiento
y transporte de gas natural. Estos equipos
cuentan con sellos para evitar que el gas natural a alta presión en los ejes de rotación se
escape de la coraza del compresor los cuales
usualmente operaban con aceite a alta presión el cual presentaba una barrera para el
gas. Sin embargo los asociados al programa
Natural Gas star notaron que al remplazar
sellos húmedos por secos se pueden reducir
considerablemente los costos operacionales
y las emisiones fugitivas de metano.
El rango de emisiones de metano en un
compresor con sellos húmedos va de 40 a
74
200 pies cúbicos por minuto (pcpm), las cuales ocurren principalmente cuando el aceite
circulante libera el gas que adsorbe en la superficie del sello a alta presión. Por otro lado,
en los sellos secos, los cuales usan gases a
alta presión para sellar el compresor, tienen
menos emisiones de gas natural, siendo el
máximo de emisiones, para un compresor
con dos sellos, de 6 pcpm, tienen un menor
requerimiento energético y en mantenimientos, mejoran la eficiencia operacional del
compresor y la línea de transmisión del gas
y aumentan la confiabilidad del compresor.
Los sellos secos operan de manera mecánica ejerciendo una fuerza de oposición creada por ranuras hidrodinámicas y presión
estática.
Reemplazo de bombas de glicol impulsadas
por gas con bombas eléctricas
La mayoría de los sistemas deshidratadores
de glicol usan trietilenglicol (teg) como líquido absorbente y usan bombas para circularlo
a través del deshidratador. Los operadores
usan dos tipos de bombas de circulación: las
bombas de glicol propulsadas con gas, también conocidas como “bombas de intercambio de energía” y las bombas eléctricas.
Las bombas de circulación operadas por
gas son especialmente utilizadas cuando las
instalaciones no cuentan con suministro eléctrico, pues son bombas neumáticas especialmente diseñadas para aprovechar la energía
del gas natural a alta presión acarreado por el
teg a la salida del contactor de gas. El diseño mecánico de estas bombas consiste en
poner teg húmedo y de alta presión por un
lado y teg seco de baja presión del otro, separados por sellos de hule los cuales terminan gastados al ser contaminados por el teg
seco con lo cual el proceso de deshidratación
es menos eficiente, y para evitar esto es necesario que la circulación del glicol aumente. La
producción adicional de gas húmedo a alta
presión es necesaria para poder utilizar su
ventaja mecánica, con lo que más gas rico en
metano es llevado al regenerador del teg donde será venteado con el agua que se evapora del teg; las emisiones de metano en este
proceso suelen ser de 1,000 pies cúbicos
por cada millón de pies cúbicos de gas tratado. Con el cambio a bombas eléctricas se
puede aumentar la eficiencia operacional y
reducir las emisiones; con un deshidratador
de 10 millones de pies cúbicos diarios se
pueden ahorrar hasta 3,000 pies cúbicos de
gas al año.
Opciones para reducir las emisiones
de metano de los dispositivos neumáticos
en la industria de gas natural
La industria de gas natural utiliza una variedad
de dispositivos de control para operar válvulas
y controlar los niveles de presión, flujo, temperatura o líquido. Los dispositivos de control
pueden activarse mediante electricidad o aire
comprimido, cuando éste está disponible y es
económico. Sin embargo, en la mayoría de
aplicaciones, la industria de gas usa dispositivos neumáticos que emplean energía proveniente del gas natural presurizado.
Como parte de la operación normal, los
dispositivos neumáticos liberan o expelen gas
a la atmósfera y, consecuentemente, son una
fuente importante de emisiones de metano
de la industria de gas natural. La tasa de liberación actual o niveles de emisiones depende en gran parte del diseño del dispositivo.
Para reducir las emisiones de los dispositivos
neumáticos pueden emplearse las siguientes opciones, ya sea independientemente o
en combinación:
1.
2.
3.
Reemplazar dispositivos de alto venteo con
dispositivos de bajo venteo que tienen
capacidades de rendimiento similares.
Instalar kits de readaptación de bajo venteo en los dispositivos de operación.
Mejorar el mantenimiento, limpieza y ajuste, reparar o reemplazar empaquetaduras
que producen fugas, tubos y sellos.
Instalación de Válvulas baso®
En calentadores y procesadores de crudo,
deshidratadores de gas y calentadores de
gas usan gas natural como combustible, y en
75
ocasiones, el aire alimentado apaga la flama
del piloto, pero el combustible sigue fluyendo,
con lo cual se presentan emisiones de metano a la atmósfera. Para evitar esto, los socios del programa Natural Gas star recomiendan el uso de válvulas baso® las cuales
cuentan con sensores de temperatura que
detectan la temperatura de la flama del piloto,
así cuando la flama se apague por exceso de
aire, éstas cierran el flujo de gas natural.
Convertir controles neumáticos
a mecánicos
Como fue mencionado anteriormente, en instalaciones remotas y con falta de acceso al
suministro eléctrico, es común contar con sistemas de control neumáticos los cuales utilizan gas natural para ejercer presión, el cual
es luego liberado, resultando en emisiones
significantes de metano a la atmósfera. Por
esta razón el programa recomienda el cambio a sistemas de control mecánicos los cuales usan vínculos mecánicos para transmitir
la posición del líquido, con el uso de flotadores, a las válvulas de drenaje, con lo cual se
alcanza un nivel de confiabilidad muy alto.29
Instalar quemadores
Cuando se cuenta con estaciones de compresión y centros de procesamiento no tripulados las emisiones de gas natural y vapores
arrastrados provenientes de los equipos y
tanques de almacenamiento no son contro-
29
Environmental Protection Agency (epa), Natural
Gas star Program: Recommended Technologies and
Practices. Install Electronic Flare Ignition Devices.
Available at: http://www.epa.gov/gasstar/documents/
installelectronicflareignition devices.pdf
76
lados. Los socios del programa Natural Gas
star han instalado quemadores para evitar la
liberación a la atmósfera de estos gases que
contienen metano, compuestos orgánicos volátiles, ácido sulfhídrico y otros gases contaminantes entre otros. Al quemar estos gases
se rompen las moléculas a sustancias menos
dañinas al ambiente, como lo es el dióxido de
carbono. Los quemadores se pueden instalar
en todos los puntos de emisión que no contengan demasiado azufre.
Dependiendo del tipo y tamaño de la fuente de emisiones, así como de la composición
de los gases, en la cual se instale el quemador, será la reducción de emisiones lograda.
La composición de los gases de cabezas de
pozos puede ser de 70 a 90% metano, mientras que el de los vapores salientes de tanques
de crudo puede llegar a ser 50% de metano
únicamente.
Por razones de seguridad, los quemadores suelen instalarse en purgas depresión alta
o válvulas de liberación de presión por emergencia, en el caso de instalaciones de baja
presión no es requerido por la epa contar con
un control de emisiones. En este método no
existen ahorros por reducción de emisiones
ya que trata de convertir los gases fugados en
gases con un menor impacto ambiental pero
no evita ni reduce el tamaño de las fugas.
Instalar dispositivos electrónicos
para encender la flama del piloto
Al igual que en el caso de los calentadores
en equipos de procesamiento de gas, arriba
mencionados, los quemadores utilizados en
el venteo de gases residuales tienen uno o
más pilotos. Estos pueden estar prendidos
continuamente o pueden ser encendidos en
preparación para la quema de las corrientes
de gases residuales, pero en cualquier de los
casos, las flamas de los pilotos pueden ser
extinguidas por el aire resultando en fugas de
gas combustible, e incluso pueden ser liberados al ambiente los gases residuales (que
contienen metano, cov y otros gases contaminantes) sin ser quemados previamente.
La tecnología propuesta remplaza los pilotos, ya sean intermitentes o continuos, con
chispas eléctricas, similares a las de las estufas modernas, los cuales requieren de poca
energía eléctrica. Además de esto, los operadores de la instalación pueden optar por
instalar sensores detectores de flamas, como
los utilizados en las válvulas baso® para cerrar
el flujo del gas combustible cuando se apague la flama piloto. De acuerdo a los estudios
realizados por la epa, cuando se apagada flama la cantidad de metano venteado por piloto a la atmosfera son 70 ft3 por hora, con lo
cual si un piloto permaneciera sin flama por
24 horas al año, la cantidad de metano perdido serían 1.68 Mft3, además pueden haber
fugas provenientes de las válvulas de alivio
de emergencia y de las válvulas de purga.30
Environmental Protection Agency (epa), Natural
Gas star Program: Recommended Technologies and
Practices. Convert Pneumatics to Mechanical Controls. Available at: http://www.epa.gov/gasstar/documents/installelectronicflareignition devices.pdf
30
ANEXO III: FACTORES DE EMISIÓN PARA EL CÁLCULO
DE EMISIONES
1. Parámetro:
Potencial de calentamiento global del metano
Valor: 21 t CO2 / t CH4
Fuente: Guías del Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático
2. Parámetro: Factor de conversión
Valor: 0.00067 t CH4 / Nm3 CH4 (a 20°C y 101.3 kPa, se deberán buscar referencias
para diferentes condiciones)
Fuente: Guías del Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático
3. P
arámetro: Factor de emisión de cada componente
Valor: N kg/ hora/ componente (véase tabla siguiente)
Fuente: Compendio api 2009
77
PROGRAMA DE REDUCCIÓN DE EMISIONES (NAMA) EN SISTEMAS DE PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE DE GAS NATURAL A TRAVÉS DE LA REDUCCIÓN DE EMISIONES FUGITIVAS
Factores de emisión por componente31
a) Estación de compresión y transmisión
EN COMPRESOR
Componente
FUERA DE COMPRESOR
Factor de emisión, kg/hr/componente
Presión de línea principal (3447.4 a 6894.8 kpa)
Válvulas de bola/ tapón
1.31E-03
1.09E-02
--
4.24E-01
2.02E-02
--
Sellos de empaque - Corriendo
1.77
--
Sellos de empaque -Libres
2.59
--
8.39E-03
--
--
8.71E-03
1.66E-03
6.54E-04
--
1.25E-03
3.52E-02
--
Líneas de duración indefinida (oel)
--
1.67E-01
Válvulas liberadoras de presión (prv)
--
1.18E-01
Reguladores
--
4.09E-04
Desahogadores de gas de inicio
--
8.34E-02
1.51E-03
1.23E-03
Sellos secos de centrífuga
--
1.28E-01
Sellos húmedos de centrífuga
--
5.69E-01
Válvulas de unidad
--
7.29E-03
Válvulas de purga
Juntas de cilindro de compresor
Válvulas de compresor
Válvulas de control
Bridas
Válvulas de compuerta
Válvulas de Cargador
Conectores de rosca
Presión de gas combustible (482.6 a 689.5 kPa)
Válvulas de bola/ tapón
2.05E-04
1.04E-03
--
5.03E-03
31
Instituto Americano del Petróleo (api), “Compendium of greenhouse gas emissions estimation methodologies for the oil and natural gas industry”, 2009, tablas
6-17, 18, 19, 21. Disponible en: http://www.api.org/ehs/climate/new/upload/2009_ghg_
compendium.pdf
78
Bridas
--
4.09E-04
5.64E-02
--
Válvulas de compuerta
--
8.79E-04
--
5.17E-03
Desfogues neumáticos
--
1.57E-01
Reguladores
--
8.24E-03
2.47E-03
6.54E-04
Válvulas de combustible
Conectores de rosca
b) Estación de transmisión y almacenamiento
Componente
Factor de emisión, kg/
hr/componente
Válvulas de bloqueo
0.002140
0.01969
Conectores
0.0002732
Sellos de compresor – alternativo
0.6616
Sellos de compresor – centrífugo
0.8139
Válvulas liberadoras de presión
0.2795
–sistema de purga de estación o de compresor
presurizado
oel
0.08355
0.9369
– despresurizado alternativo (comp. sistema
de purga)
2.347
– despresurizado centrífugo (comp. sistema
de purga)
0.7334
oel
oel
OEL – conjunto presurizado/ despresurizado
alternativo (comp. sistema de purga)
conjunto presurizado/ despresurizado centrifugal
(comp. sistema de purga)
Medidor de orificio
Otros medidores de gas
1.232
0.7945
0.003333
0.000009060
79
c) Estación de distribución, medición/ regulación
Componente
Factor de emisión, kg/hr/
componente
Válvulas
0.00111
0.01969
Conectores
0.00011
Válvulas liberadoras
de presión
0.01665
0.08355
OEL – purga de la estación
0.9369
Medidor de orificio
0.00333
Otros medidores de gas
0.00001
d) Otros sistemas (refinerías, etc.)
Componente – Servicio
80
Factor de emisión, kg/hr/
componente
Válvulas
2.81E-03
Conectores
8.18E-04
1.62E-02
Válvulas liberadoras de presión
1.70E-02
Reguladores de presión
8.11E-03
Líneas de duración indefinida
4.67E-01
Bombas de inyección química
1.62E-01
Sellos de compresor
7.13E-01
Iniciadores de compresor
6.34E-03
Controladores
2.38E-01
ANEXO IV: EQUIPO DE MONITOREO
Los proponentes de proyecto pueden utilizar
el siguiente equipo para detectar, mas no para
cuantificar, fugas en los componentes:
Detectores electrónicos de gas: son pequeños detectores portátiles o dispositivos de
“olfateo” para detectar fugas físicas accesibles. Estos detectores están equipados
con sensores de oxidación catalítica y conductividad térmica diseñados para detectar la presencia de gases específicos. Los
detectores electrónicos de gas pueden ser
usados en aperturas grandes que no pueden ser examinados por un procedimiento
de enjabonado del componente.
Analizadores de Gases Orgánicos (ago) y
Analizadores de Gases Tóxicos (agt): son
detectores de hidrocarburos portables capaces de detectar fugas de gas. Un ago es
un detector de flama ionizada que mide la
concentración de gases orgánicos en un
rango de 0.5 a 500,00 partes por millón
(ppm). Los ago y agt miden la concentración de metano en el área que rodea a la
fuga física.
Detección acústica de la fuga utilizando
dispositivos portátiles diseñados para detectar la señal acústica producida cuando
gas presurizado escapa por un orificio.
Cuando un gas se mueve de un entorno de
alta presión a uno de baja a través de un
orificio de fuga, el flujo turbulento produce
una señal acústica que es detectada por un
sensor o sonda portátil que indica el incremento en la intensidad de la señal al acer-
carse a ésta. A pesar de que los detectores acústicos son incapaces de determinar
las tasas de flujo de la fuga, pueden dar
una indicación en cuanto al tamaño dado
que una señal intensa o fuerte indica una
fuga mayor.
Instrumentos ópticos de proyección de imagen del gas: Existen dos tipos generales de
estos instrumentos, los instrumentos activos y los pasivos. El tipo activo usa un rayo
láser que es reflejado por el fondo. La atenuación del rayo al pasar por los hidrocarburos puede proveer la imagen óptica. El
tipo pasivo usa la iluminación del ambiente para detectar la diferencia de radiación
de calor de la nube de hidrocarburos. Los
instrumentos ópticos de proyección de imagen no miden tasas de fuga del gas pero
permiten examinar de manera más veloz de
componentes que los detectores de flama
ionizada (dfi).
Método de detección por solución jabonosa.
Una de las tecnologías siguientes podrá
ser usada para medir las tasas de flujo de las
emisiones fugitivas.
Las técnicas de embolsado son usadas comúnmente para la medición de tasas de
flujo de emisiones fugitivas físicas. El componente que presenta la emisión fugitiva o
al menos la apertura es encerrado en una
bolsa o carpa sellada. Un gas portador inerte como el nitrógeno es transmitido a través de la bolsa a una tasa de flujo conocida.
81
Cuando el gas portador llega a un equilibrio, una muestra de gas es obtenida de la
bolsa y la concentración de metano en dicha muestra es medida. La tasa de flujo de
la fuente de emisiones fugitivas del componente se calcula de la tasa del flujo de
purga a través del embolsado y la concentración de metano de la muestra a partir
de la siguiente fórmula:
Fch 4 = Fpurge,i × wch 4
(5)
Donde:
FCH4,i
=
Tasa de flujo de metano para la
fuente de emisiones fugitivas i del
componente. (m³CH4/h)
Fpurge,i
=
Tasa de flujo de purga del aire
limpio o nitrógeno en la fuga i (m³/h)
wCH
=
Fracción de masa de metano
medida en el gas natural para el año
y (kg CH4 / kg gas).
4,i
i
Los tomadores de muestras de alto volumen o alto flujo (High volume/Hi-Flow
SamplersTM ) capturan todas las emisiones
de un componente para cuantificar las tasas de flujo de las emisiones fugitivas. El
instrumento succiona las emisiones fugitivas al igual que una gran muestra de aire
alrededor de la fuente a través de una manguera de vacío. Los tomadores de muestras de alto volumen están equipados con
detectores duales de hidrocarburos que
miden la concentración de gases hidrocarburos en la muestra capturada, al igual que
la concentración de gases hidrocarburos en
82
el ambiente. Las mediciones de la muestra
son corregidas con la concentración de gases hidrocarburos en el ambiente y la tasa
de emisiones fugitivas se calcula multiplicando la tasa de flujo de la muestra analizada por la diferencia entre la concentración de gas en el ambiente y la concentración
de gas en la muestra.
Las emisiones de metano son obtenidas
calibrando los detectores de hidrocarburos
a un rango de concentraciones de metanoen-el-aire. Los tomadores de muestras de alto
volumen están equipados con accesorios especiales diseñados para promover la captura
de todas las emisiones y prevenir interferencia de otras fuentes de emisiones cercanas.32
Los sensores de hidrocarburos son utilizados para medir la concentración de salida
en la corriente de aire del sistema. El tomador de muestras esencialmente hace mediciones veloces en la muestra succionada al
vacío.
Las mediciones en bolsas calibradas usan
bolsas anti-estática de volumen conocido
(e.g. 0.085 m3 o 0.227 m3) con aperturas
diseñadas para poder sellar fácilmente el
orificio de la fuente de emisiones fugitivas.
La medición se realiza cronometrando el
tiempo de llenado de las bolsas utilizando
una técnica para asegurarse de estar cap32
La concentración del ambiente debe ser sustraída
de la concentración de la muestra principal dado que
ésta podría ser elevada por otras fugas cercanas al componente medido. Variables tales como la velocidad del
viento o la dirección del mismo pueden causar que la
concentración del entorno fluctúe por lo cual las mediciones del entorno y la muestra deben ser simultáneas.
turando la totalidad de las emisiones de
fugitivas.
La medición se realiza sobre la misma
fuente numerosas veces (por lo menos 7,
pero típicamente entre 7 y 10) para asegurarse de obtener un promedio representativo
del tiempo de llenado (mediciones problemáticas o incoherentes deben ser omitidas
y las pruebas deben ser repetidas hasta establecer un promedio representativo). Se mide
la temperatura del gas para poder corregir
el volumen a condiciones estándar. Adicionalmente, la composición del gas es medida para verificar la proporción de metano en
el gas ventilado, dado que en algunos casos
aire también es ventilado, resultando en una
mezcla de aire y gas natural. Las bolsas calibradas permiten la medición de tasa de flujo
de las emisiones fugitivas mayores a 250m3/h.
La tasa de flujo de la emisiones fugitivas de
metano es calculada de la siguiente manera:
Fch 4,i = Vbag × wsamplech 4,i × 3600/ t aver,i
(6)
Donde:
=
FCH4,i
La tasa de flujo de metano para la
fuente i del componente. (m³CH4/h)
El volumen de las bolsas
= calibradas utilizadas para la
Vbag
medición (m³)
La concentración de metano en la
wsampleCH
taver,i
4,i
= muestra de la fuente i (porcentaje
de volumen)
Tiempo de llenado promedio de la
bolsa calibrada para la fuente de
emisiones fugitivas i (segundos)
ANEXO V: Parámetros a monitorear
Dato/Parámetro:
Ti,x
Unidad del dato:
Horas
Descripción:
El tiempo que el componente x del tipo i presentó emisiones
fugitivas durante el año y (en horas)
Origen de los datos utilizados:
Archivos de la planta.
Procesos de medición (si es que
existen):
Se reportarán las suspensiones temporales de operación.
Frecuencia de documentación:
Constante
Proporción de datos monitoreados:
100%
83
84
Procesos QA/QC (Garantía de
calidad/Control de calidad) que
serán aplicados:
Cualquier suspensión temporal de operación resultante de la
reparación del sistema quedará documentada y registrada en la
base de datos del proyecto como una reducción en el tiempo de
operación.
Comentarios:
-
Dato/Parámetro:
Tz
Unidad del dato:
Horas
Descripción:
El tiempo (en horas) en que el componente en cuestión ha
generado emisiones fugitivas durante el año y.
Archivos de la planta
existen):
Constante
100%
serán aplicados:
operación.
Además, si cualquier otra actividad requiere de la suspensión
de operación de un componente previamente reparado, la cantidad
de horas se reducirá en la base de datos durante el transcurso del
paro. Suspensiones de operación que no estén planeadas tendrán
el mismo efecto en cuanto a la reducción de horas.
Comentarios:
-
Dato/Parámetro:
Temperatura y presión del gas natural
Unidad del dato:
ºC y bar
Descripción:
Condiciones observadas en el momento en el que se mide la tasa
de emisiones fugitivas de gas natural.
-
existen):
En el momento de la medición de una fuente de emisiones
fugitivas.
100%
El equipo de medición será calibrado y revisador rigurosamente
de manera regular. Se calibrará el equipo de acuerdo a los
procedimientos recomendados por el fabricante.
Comentarios:
Únicamente es aplicable en el caso de que la opción 2 para el
cálculo de emisiones línea base y del proyecto estén seleccionadas.
Dato/Parámetro:
T i,r
Unidad del dato:
Horas
Descripción:
El tiempo que el componente r del tipo i presentaría emisiones
fugitivas en condiciones línea base y sea elegible en el año y.
Archivos de la planta
existen):
Constante
100%
Cualquier suspensión temporal de operación resultante
de la reparación del sistema quedará documentada y
registrada en la base de datos del proyecto como una
serán aplicados:
reducción en el tiempo de operación.
Además, si cualquier otra actividad requiere de la
suspensión de operación de un componente previamente
reparado, la cantidad de horas se reducirá en la base
de datos durante el transcurso del paro. Suspensiones de
operación que no estén planeadas tendrán el mismo
efecto en cuanto a la reducción de horas.
Comentarios:
-
85
86
Dato/Parámetro:
Tj,y
Unidad del dato:
Horas
Descripción:
El tiempo que el componente r, en el que previamente se identificó
una fuente de emisiones fugitivas j, presentaría emisiones fugitivas
en condiciones de línea base y se volvería elegible para ser
certificado en el año de crédito y.
Archivos de la planta.
existen):
Se reportaran las suspensiones temporales de operación.
Constante
100%
serán aplicados:
operación.
Además, si cualquier otra actividad requiere de la suspensión
de operación de un componente previamente reparado, la cantidad
de horas se reducirá en la base de datos durante el transcurso del
paro. Suspensiones de operación que no estén planeadas tendrán
el mismo efecto en cuanto a la reducción de horas.
Comentarios:
-
Dato/Parámetro:
URj
Unidad del dato:
Fracción
Descripción:
El rango de incertidumbre para el método de medición aplicado a
la fuga j.
Datos del fabricante y/o ipcc gpg
existen):
Estimado, siempre que sea posible, con un intervalo de confianza
del 95%, consultando las sugerencias contenidas en el capítulo
6 del 2000 IPCC Good Practice Guidance (Guía para una buena
práctica). Si los fabricantes de un equipo de medición de emisiones
fugitivas reportan un intervalo de incertidumbre sin especificar el
intervalo de confianza este se puede asumir como ser del 95%.
Periódicamente
100%
serán aplicados:
-
Comentarios:
Dato/Parámetro:
URz
Unidad del dato:
Fracción
Descripción:
El rango de incertidumbre para el método de medición aplicado a la
fuente de emisiones fugitivas z.
Datos del fabricante y/o ipcc gpg
existen):
Estimado, siempre que sea posible, con un intervalo de confianza
del 95%, consultando las sugerencias contenidas en el capítulo
6 del 2000 ipcc Good Practice Guidance (Guía para una buena
práctica). Si los fabricantes de un equipo de medición de emisiones
fugitivas reportan un intervalo de incertidumbre sin especificar el
intervalo de confianza este se puede asumir como ser del 95%.
Periódicamente
100%
serán aplicados:
-
Comentarios:
Dato/Parámetro:
w ch4,y , w ch4,i,
Unidad del dato:
kg CH4 / kg gas
Descripción:
Fracción de masa de metano promedio contenida en el gas natural
para el año y.
Medición directa.
existen):
87
Periódicamente
100%
serán aplicados:
Con el propósito de determinar la fracción de masa de metano
promedio se tomara una muestra de gas natural y se le realizarán
análisis químicos en el laboratorio.
Comentarios:
-
Dato/Parámetro:
w sample ch4,i
Unidad del dato:
Porcentaje de volumen
Descripción:
La concentración de metano en el flujo de muestra de la fuga i.
Medición directa
existen):
88
Periódicamente
100%
Procesos QA/QC (Garantía de calidad/
Control de calidad) que serán aplicados:
-
Comentarios
Dato/Parámetro:
FCH4, i /FCH4, z /
Unidad del dato:
m³CH4 / h
Descripción:
La tasa de flujo de metano para la fuente de emisiones fugitivas (i,z)
del componente en cuestión.
Mediciones directas sobre el componente en el sitio
existen):
Se deberán seguir los procedimientos indicados por el fabricante de
los equipos de medición de tasa de flujo de emisiones fugitivas.
Anual
100%
La tasa de flujo (FCH4,j) y el factor de conversión (ConvFactor)
Comentarios:
deben ser corregidas a las mismas condiciones de presión y
temperatura de referencia. Por ejemplo, sie el valor 0.00067 (ipcc
2006 Vol. 2, p. 4.12) se utiliza para convertir de m³ CH4 a t CH4,
entonces la tasa de flujo se deberá corregir a condiciones de
referencia de 20° C y 101.3 kPa.
Dato/Parámetro:
Fpurge, i Unidad del dato:
m³/h
Descripción:
La tasa de flujo de purga de aire puro o nitrógeno en la fuente de
emisiones fugitivas i.
existen):
los equipos de medición de tasa de flujo de la fuente de emisiones
fugitivas i.
Anual
100%
-
Comentarios:
Las tasas de flujo de purga y de emisiones fugitivas deben ser
corregidas a las mismas condiciones de referencia de presión y
temperatura.
Dato/Parámetro:
t aver, i
Unidad del dato:
Segundo
Descripción:
Tiempo promedio de llenado de bolsa para la fuente de emisiones
fugitivas i.
89
existen):
Anual
100%
serán aplicados:
-
Comentarios:
los equipos de medición de tasa de flujo de la emisiones fugitivas.
ANEXO VI: PLANTILLA DE DOCUMENTO DE PROYECTO
PROGRAMA DE REDUCCIÓN DE EMISIONES (nama) EN SISTemaS DE PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
DE GAS NATURAL A TRAVÉS DE LA REDUCCIÓN DE EMISIONES FUGITIVAS
Versión 01.0
DOCUMENTO DE PROYECTO (DP)
Titular de la actividad de proyecto
Versión del DP
Fecha de terminación del DP
Participantes de la actividad de
proyecto
Ubicación de la actividad de
proyecto
Reducción de emisiones estimadas
90
SECCIÓN A. DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD DE PROYECTO
En las secciones A.1 y A.2: Incluir una breve
descripción de la actividad de proyecto, agregando una descripción del escenario existente antes de la implementación de la misma,
el escenario de línea base, la tecnología a
adoptar dentro de la actividad de proyecto
propuesta y el estimado de reducción de
emisiones y el fondo requerido por la misma.
En caso de que el escenario previo a la
implementación de la actividad de proyecto
corresponda al de la línea base, no es necesario repetir la descripción, basta con indicar que ambos escenarios son lo mismo.
En las secciones A.3, A.4 y A.5: Se deberá definir la ubicación del proyecto utilizando para ellos sus coordenadas específicas e
indicando el estado y municipio de la actividad de proyecto.
A.1. Propósito y descripción de la actividad de proyecto______________________
_______________________________________________________________________
A.2. Características de la(s) medida(s) a implementar como parte
del proyecto____________________________________________________________
_______________________________________________________________________
A.3. Ubicación__________________________________________________________
_______________________________________________________________________
A.4. Estado_____________________________________________________________
_______________________________________________________________________
A.5. Ciudad/Municipio___________________________________________________
_________________________________________________________________
SECCIÓN B. LÍNEA BASE Y REDUCCIÓN DE EMISIONES
Se deberá una breve descripción sobre:
Sección B.1: Establecimiento de la línea
base tomando como referencia la metodología elaborada para esta nama.
Sección B.2: El programa avanzado de
detección de emisiones fugitivas establecido para la actividad de proyecto.
Sección B.3: Revisión de la aplicabilidad
y comprobación de la adicionalidad de la
Sección B.4: Especificar los valores de los
parámetros definidos de forma previa (que
no serán monitoreados) a la implementación de la actividad de proyecto.
Sección B.5: Resumen de la reducción
de emisiones esperada por la actividad de
proyecto.
91
B.1. Establecimiento y descripción de la línea base__________________________
_______________________________________________________________________
B.2. Descripción del programa avanzado de detección y reparación
de emisiones fugitivas a implementar______________________________________
_______________________________________________________________________
B.3. Análisis de la aplicabilidad de la actividad de proyecto y comprobación
de adicionalidad________________________________________________________
_______________________________________________________________________
B.4. Datos y parámetros fijos_____________________________________________
_______________________________________________________________________
Datos/Parámetros
Unidad
Descripción
Fuente de información
Valor aplicado
Método de medición
Propósito de los datos
Comentarios adicionales
(Replicar esta tabla cuantas veces sea necesario).
B.5. Resumen de las emisiones reducidas__________________________________
_______________________________________________________________________
_______________________________________________________________________
Se deberán describir los pasos seguidos para el cálculo de la reducción de emisiones de la
92
Año
Emisiones de Línea Base
(t CO2e)
Emisiones del Proyecto
(t CO2e)
Reducción de Emisiones
(t CO2e)
Año A
Año B
Año C
Año...
Total
Promedio Anual de
emisiones reducidas
SECCIÓN C. PLAN DE MONITOREO
Sección C.1: Haciendo uso de la tabla incluida en esta sección, proporcione para
cada parámetro la siguiente información:
1. Valor del parámetro a monitorear para
propósitos de cálculos de reducción de
emisiones.
2. Descripción del equipo a utilizar para el
monitoreo de cada parámetro, incluyendo la exactitud e información de calibración (frecuencia, fecha de la calibración y
validez), según sea el caso y de acuerdo
al plan de monitoreo.
3. Método de medición y archivo de datos,
especificando la frecuencia de medición
y archivo.
4. Fuente de los datos (registros diarios, bitácoras, encuestas, etc.).
5. Método de cálculo del parámetro, en caso
de ser relevante.
6. Procedimientos QA/QC aplicados (según
lo estipulado en el plan de monitoreo).
Información sobre factores de emisión,
7. valores por defecto del IPCC y otros valores de referencia que sean utilizados en
el cálculo de reducción de emisiones.
93
C.1. Datos y parámetros a monitorear_________________________________________
__________________________________________________________________________
Dato/Parámetro
Unidad
Descripción
Fuente de información
Valor aplicado
Método de medición
Frecuencia de monitoreo
Procedimiento QA/QC
(Replicar la tabla cuantas veces sea necesario para incluir todos los parámetros que se
deberán monitorear).
SECCIÓN D. IMPACTOS AMBIENTALES
Sección D.1: Describir las consecuencias ambientales que tendrá la implementación de la
D.1. Análisis de los impactos ambientales_____________________________________
__________________________________________________________________________
94
ANEXO VII: PLANTILLA DE REPORTE DE MONITOREO
PROGRAMA DE REDUCCIÓN DE EMISIONES (NAMA) EN SISTEMAS DE PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE DE GAS
NATURAL A TRAVÉS DE LA REDUCCIÓN DE EMISIONES FUGITIVAS
Versión 01.0
REPORTE DE MONITOREO (RM)
Contenido
C. Descripción del sistema de monitoreo
A. Descripción general de la actividad de
proyecto
A.1. Descripción breve de la actividad de
proyecto.
A.2. Proponentes de la actividad de
proyecto.
A.3. Localización de la actividad de
proyecto.
A.4. Descripción técnica de la actividad
proyecto.
A.5. Fecha de registro de la actividad
proyecto.
A.6. Tiempo de vida de la actividad de
proyecto.
A.7. Datos de la(s) persona(s)/entidad
(es) responsables.
E. Cálculo de la reducción de emisiones
E.1. Cálculo de emisiones de línea base
E.2. Cálculo de emisiones de la actividad
proyecto.
E.3. Cálculo de la reducción de emisiones.
B. Implementación de la actividad de
proyecto
B.1. Estado de implementación de la
Anexo I. Información de contacto de los
proponentes de la actividad de proyecto.
Anexo II. Información adicional sobre el
monitoreo.
D. Datos y parámetros
D.1. Datos y parámetros determinados
en el registro y no monitoreados
durante el periodo de monitoreo,
incluyendo valores default y factores.
D.1. Datos y parámetros monitoreados.
95
REPORTE DE MONITOREO
INSERTE número de versión y fecha dd/mm/aaaa
INSERTE título del proyecto
INSERTE número de referencia
INSERTE número del periodo de monitoreo y fechas
Primer y último día incluidos (dd/mm/aaaa - dd/mm/aaaa)
SECCIÓN A. DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA ACTIVIDAD DE PROYECTO
gregar en la sección A.1, la descripción
A
de la actividad de proyecto incluyendo:
1. Propósito de la actividad de proyecto y
las medidas tomadas para reducir la
emisión de gases efecto invernadero.
2. Breve descripción de la tecnología utilizada.
3. Fechas relevantes de la actividad de proyecto (ejemplo: construcción, puesta
en marcha, períodos de operación, instalación, etc.).
4. Total de las reducciones de emisiones
conseguidas durante el periodo.
n la sección A.2 se deberá agregar la inforE
mación del (los) proponente (s) del proyecto
(nombre de la entidad a la que representa,
dirección, nombre del representante autorizado, correo electrónico, fax, teléfono).
gregar la ubicación de la actividad de
A
proyecto en la sección A.3, utilizando para
ello las coordenadas correspondientes y
detallando con imágenes, esto último es
opcional.
En la sección A.4 deberá agregarse una
descripción de la tecnología aplicada en la
actividad de proyecto y proceso.
Mencione en la sección A.5 la fecha (día,
mes y año) en que se registro el proyecto.
Finalmente, se en la sección A.6 se deberá
incluir la duración de la vida de la actividad
de proyecto, su fecha de inicio y si alguna
vez esta fecha fue modificada, mientras que
en la sección A.7 se deberá proveer información de contacto de la(s) persona(s)/enti
dad(es) responsables de completar este reporte de monitoreo (véase tabla en la sección
correspondiente).
A.1. Descripción breve de la actividad de proyecto___________________________
_______________________________________________________________________
A.2. Proponentes de la actividad de proyecto________________________________
_______________________________________________________________________
96
Nombre del proponente de proyecto
Dirección
Nombre del representante
autorizado
Correo electrónico
Fax
Teléfono
(Replicar tantas veces sea necesario dependiendo el número de proponentes de la actividad
de proyecto).
A.3. Localización de la actividad de proyecto _______________________________
_______________________________________________________________________
A.4. Descripción técnica de la actividad de proyecto_________________________
_______________________________________________________________________
A.5. Fecha de registro de la actividad de proyecto___________________________
_______________________________________________________________________
A.6. Tiempo de vida de la actividad de proyecto_____________________________
______________________________________________________________________________
SECCIÓN B. IMPLEMENTACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE PROYECTO
En la sección B.1 deberá incluirse una descripción del estado de implementación y
operación del proyecto durante el periodo
de monitoreo actual. Esta descripción deberá incluir los siguientes puntos:
1. Fecha de inicio de operación de la actividad de proyecto.
2. La información respecto a la actual operación de la actividad de proyecto durante
este periodo de monitoreo.
3. Breve descripción de: (i) eventos o situaciones ocurridos durante el período de monitoreo, que pudieran impactar en la aplicabilidad de la metodología, y (ii) cualquier
problema que pudiera derivarse de estos
eventos o situaciones.
B.1. Estado de implementación de la actividad de proyecto___________________
_______________________________________________________________________
97
SECCIÓN C. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE MONITOREO
En esta sección se deberá incluir una descripción general del sistema de monitoreo,
incluyendo los procedimientos de recolección de datos (flujo de información incluyendo la generación de datos, agregación,
archivo, cálculos y reporte), estructura or-
ganizacional, roles y responsabilidades del
personal, y procedimientos de emergencia
del sistema de monitoreo. Finalmente, se
de
berá incluir además un diagrama que
muestre todos los puntos relevantes de monitoreo.
SECCIÓN D. DATOS Y PARÁMETROS
Esta sección deberá incluir los parámetros
usados para calcular las emisiones de línea
base, proyecto y fugas, así como otros parámetros relevantes requeridos por la metodología aprobada y el plan de monitoreo; e información específica sobre la forma en que
se han monitoreado los datos y parámetros
durante el presente periodo.
Los datos que son determinados solo
una vez, al inicio del período de crédito (exante), y que son usados después del registro para la actividad de proyecto deberán
ser incluidos en la sección D.1. Para cada
parámetro se deberá proporcionar la siguiente información:
1. Valor del parámetro a monitorear en el
período para el propósito de cálculos de
reducción de emisiones. Para reportar
múltiples valores, puede ser usada una
tabla o incluir la referencia a una hoja de
cálculo. Para valores default (como valores del IPCC) que son confirmados ex-
post, el valor más reciente deberá ser
aplicado.
2. Descripción del equipo usado para el monitoreo de cada parámetro, incluyendo
detalles de la clase de exactitud, e información de calibración (frecuencia, fecha
de la calibración y validez), según sea el
caso y de acuerdo al plan de monitoreo.
3. Método de medición y archivo de datos:
cómo es que los parámetros son medidos/calculados, especificando la frecuencia de medición y archivo.
4. Fuente de los datos: registros diarios, bitácoras, encuestas, etc.
5. En caso de ser relevante, incluir el método de cálculo del parámetro.
6. Los procedimientos QA/QC aplicados (según lo estipulado en el plan de monitoreo).
7. Información sobre los factores de emisión
apropiados, valores por defecto del IPCC
y los otros valores de referencia que se
han utilizado en el cálculo de las reducciones de emisiones.
D.1. Datos y parámetros determinados en el registro y no monitoreados durante el
periodo de monitoreo, incluyendo valores por defecto y factores _______________
______________________________________________________________________________
98
Dato/Parámetro
Unidad
Descripción
Fuente de los datos usados
Valor (es)
(Copie esta tabla para cada dato y parámetro. Para reportar múltiples valores una tabla
puede ser usada).
D.1. Datos y parámetros monitoreados _____________________________________
_______________________________________________________________________
Dato/Parámetro
Unidades
Descripción
Medido /Calculado /Default
Fuente
Valor(es) del parámetro
monitoreado
Frecuencia de Medición/
Lectura/archivo
Método de cálculo (si aplica)
Procedimientos QA/QC
aplicados
(Copie esta tabla para cada dato y parámetro. Para reportar múltiples valores una tabla
puede ser usada).
99
SECCIÓN E. CÁLCULO DE LA REDUCCIÓN DE EMISIONES
En la sección E.1 se incluyen todas las fórmulas utilizadas y la descripción para el cálculo
de las emisiones de línea base aplicando
valores reales. Se puede utilizar una tabla e
incluir referencias a una hoja de cálculo para
múltiples valores.
Por su parte, en la sección E.2 se incluyen todas las fórmulas utilizadas y la descripción para el cálculo de las emisiones del
proyecto aplicando valores reales. Se puede
utilizar una tabla e incluir referencias a una
hoja de cálculo para múltiples valores.
La sección E.3 deberá incluir las fórmulas usadas para calcular la reducción de
emisiones y el total de reducción de emisiones logradas durante el período de monitoreo.
E.1. Cálculo de emisiones de la línea base__________________________________
_______________________________________________________________________
E.2. Cálculo de emisiones de la actividad de proyecto________________________
_______________________________________________________________________
E.3. Cálculo/Tabla de reducción de emisiones de la actividad
del proyecto____________________________________________________________
_______________________________________________________________________
Total de emisiones de línea
base (tCO2):
Total de emisiones de la
actividad de proyecto (tCO2):
Total de emisiones reducidas
(tCO2):
ANEXO I. INFORMACIÓN DE CONTACTO DE LOS PROPONENTES DE LA ACTIVIDAD DE PROYECTO
Nombre de la organización
Calle y número
Edificio
100
Ciudad
Estado/Región
Código postal
País
Teléfono
Fax
E-mail
Sitio web
Persona de contacto
Título
Apellido
Segundo nombre
Primer nombre
Departamento
Móvil
Fax directo
Tel. directo
E-mail personal
(Replica esta tabla dependiendo el número de proponentes de la actividad de proyecto).
ANEXO II. INFORMACIÓN ADICIONAL SOBRE EL MONITOREO
Esta sección se encuentra disponible para agregar cualquier información adicional sobre el
plan de monitoreo.
101
ANEXO VIII: PLANTILLA DE REPORTE DE VALIDACIÓN
PROGRAMA DE REDUCCIÓN DE EMISIONES (NAMA) EN SISTEMAS DE PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE DE GAS
NATURAL A TRAVÉS DE LA REDUCCIÓN DE EMISIONES FUGITIVAS
Versión 01.0
REPORTE DE VALIDACIÓN (RV)
Documento preparado por:
Información de contacto:
El presente documento puede ser utilizado
por las Entidades Designadas para la validación de proyectos para que puedan ser parte de la nama. Cada Entidad Designada podrá desarrollar su propia plantilla para la
verificación de proyectos, siempre y cuando
Título de la actividad
de proyecto
Versión
Participante de la actividad
de proyecto
Páginas
Fecha de elaboración
102
se cumpla al menos con los requisitos establecidos en este documento y con lo señalado en la metodología aplicable.
Instrucciones para completar el reporte de
validación:
Contenido
A. Información
A.1. Objetivo del reporte
A.2. Resumen y descripción de la actividad de proyecto
B. Proceso de validación
B.1. Metodología y criterio
B.2. Documentos revisados
B.3. Entrevistas
B.4. Inspección del lugar donde el proyecto se va a desarrollar
B.5. Respuesta a cualquier discrepancia
C. Cuestionamientos en la etapa de validación
C.1. Documento de diseño
C.2. Aplicación de la metodología
C.2.1. Aplicabilidad
C.2.2. Escenario de línea base
C.2.3. Análisis financiero
C.2.4. Cuantificación de las emisiones reducidas
C.2.5. Plan de implementación
C.2.6. Plan de monitoreo
C.3. Impacto ambiental
D. Conclusión de la validación
E. Anexos
E.1. Anexo I
SECCIÓN A. INFORMACIÓN
A.1. Objetivo del reporte_________________________________________________
_______________________________________________________________________
A.2. Resumen y descripción de la actividad de proyecto______________________
_______________________________________________________________________
Redactar un resumen de la actividad de proyecto incluyendo la siguiente información:
Una breve descripción del proyecto.
Descripción de cuestionamientos, restricciones o irregularidades de la validación.
Resumen de la conclusión de la validación.
103
SECCIÓN B. PROCESO DE VALIDACIÓN
B.1. Metodología y criterio________________________________________________
_______________________________________________________________________
Describir el método y criterio utilizado en la validación
B.2. Documentos revisados_______________________________________________
_______________________________________________________________________
Descripción de cómo fue realizada la validación de toda la documentación
presentada.
B.3. Entrevistas_________________________________________________________
_______________________________________________________________________
Descripción del resultado de las entrevistas realizadas en la validación.
B.4. Inspección del lugar donde el proyecto se va a desarrollar________________
_______________________________________________________________________
Descripción de las actividades realizadas en la visita a sitio.
B.5. Respuesta a cualquier discrepancia___________________________________
_______________________________________________________________________
Describa el proceso de resolución seguido para concluir cualquier discrepancia encontrada y la conclusión.
104
SECCIÓN C. CUESTIONAMIENTOS EN LA ETAPA DE VALIDACIÓN
C.1. Documento de diseño________________________________________________
_______________________________________________________________________
Identifique, discuta y justifique las conclusiones respecto a:
ipo de tecnología a usar
T
Fecha de inicio de la actividad de proyecto
Estimación de reducción de emisiones
Actividad de proyecto
Ubicación de la actividad de proyecto
Información adicional
C.2. Aplicación de la metodología _________________________________________
_______________________________________________________________________
C.2.1. Aplicabilidad_________________________________________________
_______________________________________________________________________
Identifique, discuta y justifique las conclusiones respecto a la aplicabilidad del proyecto.
C.2.2. Escenario de la línea base______________________________________
_______________________________________________________________________
Identifique, discuta y justifique las conclusiones respecto al escenario de línea base.
C.2.3. Análisis financiero_____________________________________________
_______________________________________________________________________
Identifique, discuta y justifique las conclusiones respecto al análisis financiero.
C.2.4. Cuantificación de las emisiones reducidas________________________
_______________________________________________________________________
Cuantificación de las emisiones de Línea Base
uantificación de las emisiones de la actividad de proyecto
C
Total de emisiones reducidas
105
C.2.5. Plan de implementación__________________________________________
_________________________________________________________________________
Descripción detallada del plan de implementación.
C.2.6. Plan de monitoreo_____________________________________________
_______________________________________________________________________
atos y parámetros disponibles durante la validación
D
Datos y parámetros monitoreados
C.3. Impacto ambiental__________________________________________________
_______________________________________________________________________
Identifique, discuta y justifique las implicaciones ambientales del desarrollo de la actividad
de proyecto.
SECCIÓN D. CONCLUSIÓN DE LA VALIDACIÓN
Describa de manera clara si el proyecto cumple con todos los puntos necesarios para ser
aprobado.
ANEXO I
Listado de solicitudes de acciones correctivas (SAC), solicitudes de aclaración (CL) y solicitudes de acciones a futuro (SAF) requeridos por la doe durante el proceso de validación y
acciones emprendidas por el proponente de la actividad de proyecto.
Hallazgo # 1
Clasificación del hallazgo: (SAC, CL, SAF)
106
Descripción del hallazgo 1a evaluación
Descripción clara y completa por parte de la Entidad
Designada
Aclaración o acción correctiva 1a
evaluación
El desarrollador de la actividad de proyecto deberá
describir las correcciones realizadas a los reportes
entregables o explicar, en caso de que no fuese
necesario realizar algún cambio
1a Evaluación
La Entidad Designada deberá evaluar si las respuestas
son suficientes para cerrar el hallazgo. En caso de no
llegar a una conclusión se podrá continuar esta tabla
con un número “n” de evaluaciones hasta que se
obtenga una evaluación con resultado concluyente
Sólo en caso de que sea necesario
Aclaración o acción correctiva 2a
evaluación
2a Evaluación
Fecha de cierre de hallazgo
DD/MM/AAAA
(Las tablas de hallazgos se pueden replicar cuantas veces sea necesario).
ANEXO IX: PLANTILLA DEL REPORTE DE VERIFICACIÓN
PROGRAMA DE REDUCCIÓN DE EMISIONES (NAMA) EN SISTEMAS DE PROCESAMIENTO Y TRANSPORTE
DE GAS NATURAL A TRAVÉS DE LA REDUCCIÓN DE EMISIONES FUGITIVAS
Versión 01.0
REPORTE DE VERIFICACIÓN (RVER)
Título del Reporte
Documento preparado por:
Información de contacto:
El presente documento puede ser utilizado por
las Entidades Designadas (ed) para la Verificación de las actividades de proyecto registradas
y aceptadas por la Entidad Coordinadora para
ser para ser parte de la nama. Cada Entidad De
signada podrá desarrollar su propia plantilla
para la verificación de una actividad de proyecto, siempre y cuando se cumpla al menos con
los requisitos establecidos en este documento y
con lo señalado en la metodología aplicable.
107
Versión del documento:
Fecha de terminación del
documento:
Periodo monitoreado:
Contenido
A. Información del proyecto
A.1. Objetivo del reporte
A.2. Resumen de la actividad de proyecto
A.3. Desarrollador de la actividad de proyecto
A.4. Otras entidades involucradas
en la actividad de proyecto
C. Hallazgos de la verificación
C.1. Exactitud del cálculo de reducción
de emisiones
C.2. Calidad de las evidencias utilizadas
para el cálculo
de la reducción de emisiones
C.3. Sistema de manejo de la información
D. Conclusión de la verificación
B. Proceso de verificación
B.1. Revisión de la documentación
B.2. Entrevistas
E. Anexos
E.1. Anexo I: Listado de solicitudes
SECCIÓN A. INFORMACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE PROYECTO
A.1. Objetivo del reporte_________________________________________________
_______________________________________________________________________
A.2. Resumen de la actividad de proyecto__________________________________
_______________________________________________________________________
Incluir un resumen con la información más relevante de la actividad de proyecto.
A.3. Proponente de la actividad de proyecto________________________________
_______________________________________________________________________
Mencionar el nombre completo de la(s) persona(s) o entidad(es) a cargo del desarrollo
de la actividad de proyecto.
108
A.4. Otras entidades involucradas en la actividad de proyecto_________________
_______________________________________________________________________
Mencionar el nombre completo de la(s) persona(s) o entidad(es) involucrada(s) en el
desarrollo de la actividad de proyecto.
SECCIÓN B. PROCESO DE VERIFICACIÓN
B.1. Revisión de la documentación________________________________________
_______________________________________________________________________
Describir cómo se llevó a cabo el proceso de verificación y listar los documentos que
fueron utilizados como evidencias.
B.2. Entrevistas_________________________________________________________
_______________________________________________________________________
Describir el proceso de entrevista, listar a las personas entrevistadas e incluir el papel
que desempeñan para el desarrollo de la actividad de proyecto.
SECCIÓN C. HALLAZGOS DE LA VERIFICACIÓN
C.1. Exactitud del cálculo de reducción de emisiones__________________________________
______________________________________________________________________________
Identificar y comentar los métodos utilizados para el cálculo de las reducciones de emisiones, determinar si estos fueron realizados cumpliendo los requisitos establecidos en la
metodología existente. Revisar que las conversiones, fórmulas y grados de incertidumbre
hayan sido determinados de manera adecuada, así como el uso de valores por defecto.
C.2. Calidad de las evidencias utilizadas para el cálculo de reducción
de emisiones___________________________________________________________
_______________________________________________________________________
Justificar las conclusiones en cuanto a cantidad y calidad, la naturaleza y la fuente
de las evidencias utilizadas como soporte para el cálculo de las reducciones de emisiones. Describir por qué estas fuentes son consideradas apropiadas.
109
C.3. Sistema de manejo de la información__________________________________
_______________________________________________________________________
Identificar la estructura organizacional, las responsabilidades y competencias para el
manejo y la revisión de la información.
SECCIÓN D. CONCLUSIÓN DE LA VERIFICACIÓN
Determinar de manera clara si el proyecto cumple con los requisitos establecidos para formar parte de la nama y si el cálculo de las reducciones de emisiones ha sido desarrollado
de manera adecuada.
Reducciones de Gases de Efecto Invernadero
tCO 2
Emisiones de línea base
Emisiones de la actividad de proyecto
Fugas
Total de reducción de emisiones
SECCIÓN E. ANEXOS
Anexo I. Listado de solicitudes
Listado de solicitudes de acciones correctivas (SAC), solicitudes de aclaraciones (CL) y solicitudes de acciones a futuro (SAF) requeridos por la doe durante el proceso de verificación
y acciones emprendidas por el desarrollador de la actividad de proyecto.
110
Hallazgo # 1
Clasificación del hallazgo: (SAC, CL, SAF)
Descripción clara y completa por parte de la Entidad
Designada
Aclaración o acción correctiva 1a evaluación
El desarrollador del proyecto deberá describir las
correcciones realizadas a los reportes entregables o
explicar, en caso de que no fuese necesario realizar
algún cambio
1a Evaluación
La Entidad Designada deberá evaluar si las respuestas
son suficientes para cerrar el hallazgo. En caso de no
llegar a una conclusión se podrá continuar esta tabla
con un número “n” de evaluaciones hasta que se
obtenga una evaluación con resultado concluyente
Aclaración o acción correctiva 2a evaluación
2a Evaluación
Fecha de cierre de hallazgo
DD/MM/AAAA
(Las tablas de hallazgos se pueden replicar cuantas veces sea necesario).
111
112
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ponible en: http://www.epa.gov/gasstar/docu-
www.sener.gob.mx/res/403/Elaboraci%C3%
ments/ll_pneumatics.pdf [Acceso 02/07/2013].
B3n%20de%20Gas.pdf [acceso 07/02/2013].
AGRADECIMIENTOS
Hacemos un agradecimiento especial al personal de Pemex Gas y Petroquímica Básica por
su cooperación y apoyo para la ejecución y revisión del documento, así como a la Dirección
Corporativa de Operaciones y a la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales
por el tiempo e interés dedicado a este proyecto.
115
PEMEX
Ignacio Arroyo Kuribreña
Gerente de Finanzas de Carbono
[email protected]
PROSPERITY FUND IN MEXICO
Programmes Office
British Embassy
CO2 SOLUTIONS
Alfonso Lanseros Valdés
[email protected]
+52 55 1670 3200
[email protected]
Presidente
Paulina Serrano Trespalacios
Project team
Subgerente de Finanzas de Carbono
[email protected]
+52 81 82 20 90 80
[email protected]
+52 55 19449471
Diseño: Ana de la Serna / Cuidado de la edición: Valentina Gatti
CONTACTO:

PROGRAMA DE REDUCCIÓN DE EMISIONES (nama)

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