informe de analisis del proyecto...

Nombre del proyecto: Proyecto de recuperación de gas de antorcha en una refineríaFecha: 07/03/11 Versión: 00

Informe elaborado por: Matteo Dei

INFORME DE ANALISIS DEL PROYECTO P04

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Index

1.Introducción...................................................................................................................................3

2.Descripción del proyecto...............................................................................................................4

3.Análisis de viabilidad como MDL...................................................................................................7

4.Demostración de la adicionalidad e identificación del escenario base ........................................17

5.Metodología aplicable..................................................................................................................24

6.Análisis de riesgos y costes/beneficios ......................................................................................34

7.Conclusiones ..............................................................................................................................38

8.Bibliografía y otras fuentes..........................................................................................................40

Appendix 1 – Cálculo de reducción de emisiones

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1. Introducción

Alcance

El presente documento contiene un análisis preliminar que evalúa la viabilidad de registrar

un proyecto propuesto por el Cliente, Petroespaña, como Mecanismo de Desarrollo Limpio, en el

marco del Protocolo de Kioto.

Objetivos

Los principales objetivos del presente informe son los siguientes:

• evaluación de la viabilidad del proyecto propuesto como Mecanismo de Desarrollo Limpio

• demostración de la adicionalidad del proyecto

• identificación de una metodología aprobada aplicable al proyecto y aplicación de la misma

para el cálculo de reducción de emisiones

• realización de un análisis costes/beneficios e identificación de los principales riesgos.

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2. Descripción del proyecto

Situación actual

Petroespaña gestiona la refinería X, situada en el distrito de Ventanilla, provincia del

Callao, Perú. La refinería entró en operación en 1985 y cuenta con dos unidades de destilación

atmosférica de crudo, una de destilación a vacío, además de las siguientes plantas de conversión:

reformado catalítico, craqueo catalítico en lecho fluido (FCC), isomerización de pentanos/hexanos

y alquilación de butanos/butenos. También posee hidrodesulfuración para todos los productos

destilados. Se producen gas de refinería, GLP, naftas, gasolinas, diesel, fuelóleo, asfaltos y otros

productos. Posee una capacidad de producción de aproximadamente 110.000 barriles/día.

Durante el proceso de destilación de petróleo se producen gases residuales que, como

ocurre en la gran mayoría de las instalaciones de refino de petróleo, se queman en antorcha.

Durante la incineración, se utiliza vapor generado en una caldera para evitar la producción de

humo. En la refinería X el gas residual ha sido quemado en antorcha desde la entrada en

operación de la instalación.

Propuesta de proyecto

Petroespaña está estudiando un proyecto que prevee dar un uso alternativo al gas residual

actualmente incinerado. Se trataría de recuperar el gas residual antes de que se queme en la

antorcha y utilizarlo como combustible alternativo con el fin de sustituir a los combustibles fósiles

habituales (gas natural y fuel oil) consumidos para la generación de calor de proceso dentro de la

refinería.

El sistema de recuperación de gas residual estaría ubicado en la línea de descarga del

gas, justo antes de la antorcha. Permitiría recoger el gas directo a la antorcha, comprimirlo y

enfriarlo antes de ser reutilizado en la refinería. El sistema consistiría de un conjunto de

compresores, un separador de tres fases (gas, líquido y sedimentos), un sistema de enfriamiento

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para el grupo de compresores y un sistema de recirculación interna, que se utiliza cuando la

cantidad de gas recuperado es inferior a la capacidad óptima del sistema (Figura 2.1).

El esquema de funcionamiento es el siguiente. En cuanto la presión del cabezal de

antorcha alcanze un determinado valor de umbral, los compresores de anillo líquido empiezan a

comprimir el gas residual. Los compresores utilizan un líquido de operación, normalmente agua,

que se mantiene frío a través de un intercambiador de calor para controlar la temperatura de

descarga del gas. Los compresores descargan el gas en un separador de tres fases que separa la

fase líquida del gas residual, y luego los hidrocarburos condensados del líquido de operación

(Fisher & Brennan 2002).

En el caso de que todos los compresores trabajen al máximo de su capacidad y el caudal

de gas en la línea de descarga siga aumentando, el gas empiezaría a pasar a través del sello

líquido y dirigirse a la antorcha. Así pues, se mantendría la función de seguridad ejercida por la

antorcha en caso de eventos imprevistos o situaciones de emergencia.

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Figure 2.1. Esquema de funcionamiento del sistema de recuperación de gas residual (John Zink

2011).

La tecnología para implementar el proyecto no está disponible en Perú ni en algún otro

país de Sudamérica, y sería suministrada por John Zink Company LLC, una empresa con sede en

Tulsa, Oklahoma, United States of America. Así pues, se importarían de EEUU todos los equipos

y materiales necesarios, además del personal técnico preciso. En los años siguientes a la

instalación del proyecto, se seguiría colaborando con John Zink para el suministro de asistencia

técnica y material de repuesto. Por otro lado, sería necesario formar al personal de Petroespaña

para que se encargue de la gestión de los varios componentes del proyecto.

Para conocer mayores detalles sobre la tecnología del proyecto se recomiendan las

siguientes fuentes informativas: Fisher & Brennan 2002, Peterson & al. 2007, Blanton 2010 y John

Zink 2011.

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3. Análisis de viabilidad como MDL

El Mecanismo de Desarrollo Limpio

El Mecanismo para un Desarrollo Limpio (MDL) fue aprobado por la Conferencia de las

Partes en Kioto, en diciembre de 1997 y está definido en el artículo 12 del Protocolo de Kioto

(1998). Regula las inversiones de un país incluido en el Anexo I (inversor) en un país no incluido

en el Anexo I (receptor), en proyectos de reducción de emisiones o de fijación de carbono. El

mecanismo prevee que los proyectos que conlleven reducción de emisiones en países no Anexo I

reciban en cambio Reducciones Certificadas de Emisiones (Certified Emission Reductions, o

CERs). Los CERs corresponden a una tonelada de CO2 cada uno y son utilizados por parte de los

países Anexo I para alcanzar sus compromisos de reducción de emisiones dimanantes del

Protocolo de Kioto. Además, se pueden comprar y vender, y por lo tanto equivalen a una fuente

de ingresos para los promotores de proyectos.

El MDL cumple con un triple objetivo: por un lado se concede flexibilidad al país inversor

para alcanzar sus propios compromisos de reducción y limitación de emisiones, por otro lado el

país en desarrollo recibe inversiones en proyectos basados en tecnologías limpias y, en tercer

lugar, se contribuye a alcanzar el objetivo último de la Convención de Cambio Climático: la

estabilización de las emisiones de gases de efecto invernadero (AA.VV. 2003).

El MDL está regido por las Partes del Protocolo a través de su órgano supervisor, la Junta

Ejecutiva del MDL, y las reducciones o absorciones conseguidas con la ejecución de los proyectos

serán verificadas y certificadas por Entidades Operacionales independientes (Designated

Operational Entity o DOE).

Operativo desde el principio de 2006, el mecanismo ha registrado más de 1.000 proyectos

y se estima que produzca CERs equivalentes a más de 2,7 billones de toneladas equivalentes de

CO2 en el primer periodo de compromiso del Protocolo de Kioto, 2008 – 2012 (UNFCCC 2010).

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Requisitos de países

Los países inversor y receptor están sometidos a unos requisitos para poder participar

según el esquema del MDL.

En relación al país inversor, se definen unos requisitos de participación y elegibilidad. Los

requisitos de participación hacen referencia a las condiciones que han de cumplir las Partes

incluidas en el Anexo I del Protocolo de Kioto para poder acceder a ejecutar los proyectos del

MDL, y los requisitos de elegibilidad, por su parte, definen las condiciones que han de cumplir

estas Partes incluidas en el Anexo I del Protocolo para tener derecho a utilizar los CERs (AA.VV.

2003).

En el caso del proyecto de Petroespaña, el país inversor sería España que es donde la

empresa tiene su sede. España es un país que cumple con todos los requisitos mencionados y

que ha aprobado numerosos proyectos de MDL a través de su Autoridad Nacional Designada

(Designated National Authority o DNA), representada por la Oficina Española de Cambio

Climático.

En relación al país receptor, se definen unos requisitos de participación que incluyen ser

Parte del Protocolo de Kioto, participar de manera voluntaria en el proyecto MDL y designar una

Autoridad Nacional para el MDL (AA.VV. 2003).

El país receptor sería Perú que cumple con todos estos requisitos. Tiene una DNA,

representada por el Ministerio de Medio Ambiente (MINAM), que ha sustituido en 2008 al Consejo

Nacional de Medio Ambiente (CONAM). Desde 2001 hasta 2009 se han aprobado 39 proyectos de

MDL en Perú, de los que 21 ya están registrados por la Junta Ejecutiva del MDL y 6 de ellos se

encuentran percibiendo los ingresos de los CERs (AA.VV. 2010). En conjunto representan una

reducción mayor a 67 millones de toneladas de CO2 equivalentes, siendo los proyectos más

frecuentes las centrales hidroeléctricas (60%), seguidos por los proyectos de cambio de

combustible (13%) y los de residuos sólidos (13%) (AA.VV. 2010). Perú tiene potencial para el

desarrollo del MDL en diversos sectores como el energético, industrial, de transporte, forestal y

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manejo de residuos, y está considerado como uno de los países más atractivos para la

negociación de los bonos de carbono a nivel mundial. En el último ranking de la revista “Point

Carbon”, publicado en octubre de 2009, el Perú se encuentra en el puesto número 6 del mundo,

avanzando 2 puestos respecto al reporte anterior (Point Carbon Research 2009).

Elegibilidad del proyecto

Los proyectos realizados bajo el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) han de cumplir los

requisitos señalados en el Protocolo de Kioto, ajustándose a los procedimientos y modalidades

recogidos en los Acuerdos de Marrakech, los criterios establecidos por el país receptor y el país

inversor y las disposiciones que desarrolla la Junta Ejecutiva del MDL (AA.VV. 2003).

En la tabla a continuación (Tabla 3.1) se listan todos los requisitos que un proyecto tiene

que satisfacer para poder ser amitido al registro como Mecanismo de Desarrollo Limpio y por cada

uno se evalúa el grado de cumplimiento relativo al proyecto de recuperación de gas residual de

Petroespaña.

Requisitos (AA.VV. 2003) Grado de cumplimiento

El desarrollo del proyecto será de manera voluntaria El proyecto se propone de forma voluntaria por parte de Petroespaña.

Los gases objeto de los proyectos serán los indicados en el Anexo A del Protocolo de Kioto, es decir: Dióxido de Carbono (CO2), Metano (CH4), Óxido Nitroso (N2O), Hidrofluorocarbonos (HFC), Perfluorocarbonos (PFC) y Hexafluoruro de Azufre (SF6).

El gas objeto del proyecto es Dióxido de Carbono (CO2), como se detalla en el apartado 5.

La reducción de las emisiones debe tener su origen en el proyecto y ha de ser adicional a las que se producirían en ausencia del proyecto MDL.

El proyecto genera una reducción en las emisiones de CO2, como se detalla en el apartado 5.

El proyecto deberá conseguir beneficios reales, mensurables y a largo plazo en relación con la mitigación del cambio climático. Las reducciones de las emisiones han de poder cuantificarse y necesitan ser verificadas y certificadas por una DOE.

El proyecto genera una reducción en las emisiones de CO2, como se detalla en el apartado 5. Las emisiones serán validadas y verificadas por unas DOEs.

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Requisitos (AA.VV. 2003) Grado de cumplimiento

El proyecto debe contribuir, en todo caso, al desarrollo sostenible del país huésped receptor del mismo, que tiene que aprobarlo.

El proyecto conlleva una transferencia de tecnología de un país desarrollado (EEUU) a un país en vía de desarrollo (Perú), y promueve una reducción en las emisiones de CO2 en este último.

El proyecto no debe acarrear impactos negativos desde el punto de vista ambiental, pudiendo exigir el país receptor de la inversión la correspondienteevaluación de impacto ambiental de conformidad con su legislación interna.

El proyecto conlleva un ahorro en combustibles y una reducción en las emisiones de CO2. No se preveen impactos significativos al medio ambiente.

El desarrollo del proyecto velará por la correspondiente transferencia de tecnología y de conocimientos, ecológicamente inocuos y racionales.

El proyecto conlleva una transferencia de tecnología y conocimiento de un país desarrollado (EEUU) a un país en vía de desarrollo (Perú).

Si un proyecto está financiado con recursos públicos procedentes de un país Anexo I, se debe declarar que dicha financiación no es una desviación de loscapítulos de la ayuda oficial al desarrollo.

No aplicable.

El proyecto deberá tener un periodo de acreditación limitado establecido por el participante en el proyecto.

Petroespaña eligirá un periodo de acreditación para el proyecto.

Los proyectos de energía nuclear no se permiten, aunque la redacción de los Acuerdos de Marrakech es un tanto ambigua y no se prohíben de maneracategórica.

No aplicable.

Los proyectos de forestación y reforestación se admiten con un límite del 1% de las emisiones del año base del país Anexo I.

No aplicable.

Tabla 3.1. Requisitos de elegibilidad proyecto y grado de cumplimiento.

Como se deduce del apartado anterior sobre los requisitos de los países y de la Tabla 3.1,

el proyecto propuesto por Petroespaña satisface todos los requisitos y se puede considerar

elegible para ser presentado como proyecto MDL.

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Ciclo de proyecto del MDL

Además de los requisitos de elegibilidad descritos anteriormente, los proyectos MDL tienen

que ser aprobados a través de un procedimiento de registro riguroso y público, supervisado por la

Junta Ejecutiva. Este procedimiento tiene el objetivo de asegurar que las reducciones de

emisiones sean reales, medibles y verificables, y que sean adicionales a la situación que hubiera

ocurrido sin el proyecto.

El ciclo del proyecto MDL se puede dividir en dos fases principales: una primera,

consistente en el diseño del proyecto MDL, y una segunda, consistente en la ejecución física del

proyecto.

La primera fase consiste en la elaboración del documento del proyecto (PDD) por parte del

promotor del proyecto y en la aprobación del mismo por parte de las Autoridades Nacionales del

país inversor (Anexo I) y del país receptor (no Anexo I). Además incluye una validación del

documento por parte de una Entidad Operacional Designada (DOE) y, en caso de aceptación

positiva, el registro como proyecto MDL por parte de la Junta Ejecutiva.

La segunda fase, que ocurre una vez que el proyecto haya sido implementado, incluye la

aplicación de un plan de seguimiento, la verificación del seguimiento por parte de una DOE,

diferente de la primera, y, en caso positivo, la certificación de reducción de emisiones y

transferencia de CERs al registro de participantes.

El ciclo de proyecto MDL está resumido en el diagrama abajo (Figura 3.1).

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Figura 3.1. Diagrama general del ciclo de proyecto MDL (AA.VV. 2003).

Fase de diseño del proyecto

Una vez que un promotor haya identificado un proyecto potencial y esté convencido de su

viabilidad, el primer paso es la elaboración del documento de proyecto (PDD). En este documento

se describe en detalle el proyecto, incluyendo una descripción general, la metodología aplicada

para calcular la base de referencia, la determinación del periodo de duración del proyecto y del

periodo de acreditación seleccionado, el análisis de las repercusiones ambientales, el plan y

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metodología de seguimiento de las emisiones y/o absorciones generadas, los cálculos de

emisiones, y las observaciones de los interesados (AA.VV. 2003). Para completar esta fase

preliminar, el promotor debe solicitar la aprobación del proyecto a las Autoridades Nacionales

Designadas (DNAs) del país de origen y del país receptor.

La validación es el procedimiento de evaluación independiente de un proyecto por parte de

una Entidad Operacional Designada (DOE), según unos criterios establecidos por la normativa del

MDL. El promotor tendrá que contactar una DOE entre una lista de empresas acreditadas y

entregarle el PDD y los documentos de aprobación de las DNAs. La DOE se ocupará de examinar

la documentación, confirmar si se cumplen los requisitos generales del MDL y, si procede, solicitar

el registro a la Junta Ejecutiva a través de un informe de validación.

Una vez recibido el informe de validación, la Junta revisa la documentación y, si procede,

añade el proyecto al registro MDL. En el caso de que el procedimiento de validación o registro

dieran un resultado negativo, la DOE o la Junta notificarían al promotor sus decisiones y

motivaciones. El promotor tendría la posibilidad de volver a presentar el PDD, tras incluir las

modificaciones necesarias.

Como mínimo la fase de diseño del proyecto dura entre 10 y 14 meses, como indicado en

la Figura 3.2 abajo. Este plazo es puramente indicativo debido a que puede variar mucho, según

los recursos del promotor, la necesidad de presentar una nueva metodología, el plazo de

aprobación de las DNAs, el eventual rechazo del PDD por parte de la DOE o de la Junta, etcetera.

De hecho, de una muestra de 17 proyectos registrados en Peru entre 2005 y 2009, resulta que

estos plazos teóricos difieren bastante de lo que ha ocurrido realmente. La diferencia principal se

encuentra en la realización del PDD que parece requerir varias modificaciones hasta que se

apruebe: el tiempo que transcurre desde la primera versión hasta la definitiva suele ser de dos o

tres años para la mayoría de proyectos, con un mínimo de uno a un máximo de cuatro años. Para

la validación del proyecto, en la mayoría de los casos suelen pasar pocos meses desde la

presentación de la versión definitiva del PDD hasta la solicitud de registro de la DOE, aunque

existe algún caso donde este tiempo se alarga a 1-3 años. Por último, el tiempo necesario al

registro a partir de la presentación de la solicitud por parte de la DOE suele ser de 3-6 meses.

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Figura 3.2. Cronograma indicativo de la fase de diseño del proyecto (en meses).

Fase de operación del proyecto

La fecha de activación del proyecto corresponde al momento en el que el proyecto

empieza a funcionar, tras su implementación en un determinado emplazamiento. En el caso del

proyecto de Petroespaña correspondería a cuando el sistema propuesto empieze a recuperar el

gas residual en la refinería X.

Existe una importante diferencia entre la duración del proyecto y el periodo de acreditación.

La primera es el tiempo durante el que se ejecuta la actividad de proyecto. En el caso del proyecto

de Petroespaña, se puede suponer que el proyecto dure hasta que siga en función la refinería y

se puede estimar en un tiempo mínimo de 15-20 años. El periodo de acreditación es el periodo de

tiempo durante el cual se podrán generar los CERs procedentes de la actividad de proyecto. Este

periodo se establece, según los acuerdos de Marrakech, siguiendo uno de los criterios siguientes:

• un máximo de siete años, renovable como máximo dos veces, siempre que, para cada

renovación, una DOE determine si todavía es válida la base de referencia original del

proyecto o si ha sido actualizada teniendo en cuenta nuevos datos, cuando proceda, e

informe de ello a la Junta Ejecutiva.

• un máximo de diez años sin opción de renovación (AA.VV. 2003).

El promotor es libre de elegir uno u otro de los dos criterios y establecer por lo tanto el periodo de

acreditación. En todo caso, para que un proyecto pueda recaudar CERs, tendrá que estar activo y

registrado como MDL.

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1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12Preparación del PDDAprobación de DNA país de origenAprobación de DNA país receptorSolicitud comentarios grupos de interésValidaciónRegistro



En cuanto empieze el periodo de acreditación, el promotor tiene que aplicar el plan de

seguimiento que se describe en el PDD del proyecto. La finalidad del plan de seguimiento es

comunicar las reducciones por las fuentes de los gases de efecto invernadero resultantes del

proyecto, que se recogen en un informe de seguimiento. El promotor entrega el informe a una

DOE, diferente de la que haya llevado a cabo la validación.

Tras recibir el informe de seguimiento, la DOE se ocupa de efectuar la verificación, que

consiste en el examen periódico independiente y la determinación a posteriori de las reducciones

observadas de las emisiones antropógenas por las fuentes de los gases efecto invernadero que

se hayan producido como resultado del proyecto del MDL registrado. Seguidamente, si procede,

realiza la certificación que es la confirmación por escrito de que, durante un periodo determinado,

un proyecto ha conseguido las reducciones de emisiones por las fuentes que se han verificado

(AA.VV. 2003).

El informe de certificación de la DOE constituye una solicitud a la Junta Ejecutiva de

expedición de CERs, equivalentes a las reducciones de las emisiones que se hayan verificado. El

administrador del registro del MDL, una vez que reciba la instrucción de la Junta Ejecutiva, expide

sin dilación la cantidad especificada de CERs y la abona a las cuentas de los registros de las

Partes y a los participantes en el proyecto, según lo especificado en su solicitud. El 2% de los

CERs que se transfieren a las cuentas del registro de MDL se destinan a cubrir los costes

administrativos y costes de adaptación de los países en desarrollo (AA.VV. 2003).

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4. Demostración de la adicionalidad e identificación del escenario base

Adicionalidad

Uno de los criterios fundamentales previstos por el MDL es que las actividades de proyectos

sean adicionales, es decir que produzcan una reducción de emisiones que no ocurriría en su

ausencia.

Para demostrar la adicionalidad de un proyecto existen dos herramientas parecidas (CDM

Executive Board 2008a y 2008b) que se basan en un procedimiento estructurado en distintas

fases:

• Step 1: Identificación de alternativas a la actividad de proyecto

• Step 2: Análisis financiero

• Step 3: Análisis de barreras

• Step 4: Análisis de la práctica común

Este procedimiento además permite identificar el escenario base, que es un elemento clave

para el cálculo de reducción de emisiones, como se detalla en el apartado 5.

Step 1: Identificación de alternativas legales

Sub-step 1a: Identificación de alternativas

Las herramientas de adicionalidad preveen identificar alternativas realísticas y creíbles a la

actividad de proyecto (CDM Executive Board 2008a y 2008b). Estas alternativas tienen que ser al

alcance del promotor de proyecto y suministrar productos o servicios comparables con los del

proyecto propuesto.

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Como propuesto por la metodología AM0055, que se detalla en el apartado 5, se utiliza una

matriz donde se ponen, en un lado, todos los posibles usos del gas residual, indicados con la letra

W, y por otro, las posibles formas de generación de calor, indicados con la letra H (Tabla 4.1). De

la combinación de estas alternativas se identifican varios escenarios posibles (Tabla 4.2).

Generación de calor

Uso de gas residual H1: Proyecto sin MDL H2: Combustible fósil

W1: Venteo - Escenario 3

W2: Incineración con antorcha - Escenario 2

W3: Recuperación y venta - Escenario 4

W4: Recuperación y generación calor

Escenario 1 -

W5: Recuperación y generación electricidad

Escenario 5

Tabla 4.1. Matriz de generación de escenarios.

Escenario Descripción

1 Actividad de proyecto realizada sin el registro como MDL. Recuperación de gas residual para la generación de calor de proceso.

2 Business as usual. Incineración de gas residual.

3 Venteo de gas residual.

4 Recuperación y venta de gas residual como combustible.

5 Recuperación gas residual para producción de energía eléctrica.

Tabla 4.2. Escenarios identificados.

Sub-step 1b: Cumplimiento con normativa vigente

Una vez identificados los escenarios posibles, se tiene que evaluar su cumplimiento con la

normativa vigente. De los escenarios listados en la Tabla 5.2, todos cumplen con la legislación a

parte el Escenario 3, pues el venteo de gas residual a la atmósfera está prohibido en Perú, como

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comunicado por Petroespaña. Por lo tanto el Escenario 3 no puede considerarse una alternativa

realística a la actividad de proyecto y se descarta de los análisis sucesivos.

Step 3: Análisis de barreras

Puesto que las herramientas de adicionalidad dejan la posibilidad de elegir si aplicar uno o

ambos de los análisis financiero y de barreras (Step 2 y 3), y en qué orden (CDM Executive Board

2008a y 2008b), se decide realizar primero un análisis de barreras (Step 3) y luego un análisis

financiero (Step 2).

Sub-step 3a: Identificación de barreras a la actividad de proyecto

La actividad de proyecto está sometida a varias barreras de tipo tecnológico que podrían

impedir o dificultar su implementación:

• Ausencia de un proveedor local de los equipos y materiales necesarios

• Ausencia de expertos y técnicos formados locales

• Riesgos asociados a la implementación por primera vez de la tecnología del proyecto en

Perú (“first of its kind”).

La documentación a soporte de estas barreras se detallan en el apartado “Análisis de

práctica común” abajo.

Sub-step 3b: Identificación de alternativas al proyecto no sometidas a las barreras

Una vez identificadas las barreras, se tiene que demostrar que por lo menos uno de los

escenarios alternativos al proyecto no está sometido a tales barreras. La actividad de proyecto sin

MDL (Escenario 1) se excluye de este análisis, puesto que se le aplican las mismas barreras que

al actividad de proyecto.

El Escenario 2, que prevee el mantenimiento de la situación actual en la refinería con

incineración del gas residual en antorcha, no está sometido a ninguna barrera, pues es la solución

que históricamente ha sido implementada de manera prevalente en las refinerías de todo el

mundo y corresponde a la práctica común en Perú (ver “Análisis de práctica común” abajo). Su

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amplia adopción demuestra que es una tecnología que se puede utilizar sin particulares

dificultades o riesgos, y por la cual existe personal adecuadamente formado.

El Escenario 4, que prevee la recuperación y venta del gas residual, está sometido a una

barrera tecnológica prohibitiva: el gas residual se produce en una cantidad y calidad

extremadamente variables y por lo tanto no puede pasar unos estándares mínimos para ser

comercializado como producto, según informa Petroespaña. El Escenario 4 no puede considerarse

una alternativa realística a la actividad de proyecto y se descarta de los análisis sucesivos.

El Escenario 5, que prevee la recuperación del gas residual para generación de electricidad

(como sugerido en AA.VV. 1994), está sometido a barreras tecnológicas y económicas

prohibitivas, puesto que en la refinería falta toda la infraestructura necesaria a la generación de

electricidad, según informa Petroespaña. El Escenario 5 no puede considerarse una alternativa

realística a la actividad de proyecto y se descarta de los análisis sucesivos.

En conclusión, tras el análisis de barreras, el Escenario 2 es la única alternativa posible a la

actividad de proyecto, además de la actividad de proyecto sin MDL. Siendo la única alternativa, el

Escenario 2 corresponde también al escenario base (CDM Executive Board 2008b) y se utiliza

como tal para el cálculo de reducción de emisiones detallado en el Apartado 5.

Step 2: Análisis financiero

El objetivo del análisis financiero es demostrar que la actividad de proyecto no es:

a) la más atractiva económicamente o financiariamente; o

b) económicamente o financiariamente factible, sin los ingresos de los CERs.

Del análisis de inversión del proyecto realizado por Petroespaña, resulta que la TIR sin

considerar posibles ingresos adicionales derivados del MDL es del 18%. La tasa interna de corte

de la compañía es del 12%. El proyecto por lo tanto es económicamente rentable sin los ingresos

de los CERs y esto contraviene el objetivo b) del análisis financiero.

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Petroespaña informa además que el presupuesto del proyecto es de 12 millones de dólares

americanos y que el plazo de tiempo para recuperar la inversión es de 7 años. Esto significa que

el proyecto genera ingresos anuales en forma de ahorro de combustible, en media de 1,7 millones

de dólares, y que a partir del octavo año desde su implementación empieza a generar un beneficio

neto cada año. Comparando la actividad de proyecto con la única alternativa que queda

(Escenario 2), a lo largo de un periodo mínimo de 10 años (ver “Annex: Guidance on the

Assessment of Investment Analysis” en CDM Executive Board 2008a), se concluye que la

actividad de proyecto es la más atractiva económicamente, puesto que el Escenario 2 no permite

ahorrar combustible y no produce ningún ingreso. Así pues, el proyecto no alcanza tampoco el

objetivo a) del análisis financiero.

En conclusión, desde el punto de vista financiero, el proyecto no es adicional, puesto que es

rentable y corresponde a la solución más atractiva económicamente respecto a las alternativas

posibles.

Step 4: Análisis de la práctica común

Sub-step 4a: Identificación de actividades similares a la del proyecto

De documentación oficial de órganos gubernamentales de Perú (AA.VV. 2001), se han

identificado 7 refinerías en el país. La Pampilla pertenece a un consorcio donde la empresa

Repsol es socio mayoritario, Shiviyacu pertenece a Pluspetrol Peru Corporation, y las otras 5

pertenecen a Petroleos del Peru (Petroperu). Se ha recibido comunicación, de fuentes internas a

Repsol, que La Pampilla, que tiene el 50% del mercado de ventas en Perú, no posee un sistema

de recuperación de gas residual. John Zink, el proveedor de la tecnología para el proyecto de

Petroespaña y poseedor del 50-60% del mercado (CDM Executive Board 2010), ha suministrado

tecnología de recuperación de gases casi solamente en países desarrollados y nunca en Perú

(John Zink 2006). Información anecdótica suministrada por Petroespaña confirma la ausencia de

esta tecnología en el país.

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No se han identificado pruebas de si sistemas similares hayan sido implementados en las

refinerías de Petroperu y Pluspetrol. Todavía, toda la información recogida y el carácter novedoso

de la tecnología, adoptada prevalentemente en países desarrollados, hace pensar que el proyecto

propuesto por Petroespaña sería el primero de su tipo en Perú.

Considerando la región sudamericana, existen dos proyectos de recuperación de gas residual

adoptados en refinerías en Argentina: uno fue implementado por Shell en la refinería Dock Sud en

1999 y otro fue implementado por YPF como MDL en 2010 en la refinería de La Plata (CDM

Executive Board 2010).

Sub-step 4b: Análisis de actividades similares

Excluyendo de este análisis el proyecto de La Plata, siendo un proyecto MDL, se presentan las

diferencias principales existentes entre el proyecto propuesto por Petroespaña y el proyecto de

Dock Sud de Shell.

El proyecto de Shell se realizó en 1999 antes de la grave crisis que golpeó la economía

argentina en 2001. Entonces el país era uno de los más desarrollados de la región y, sobre todo,

el cambio entre dólares americanos y pesos argentinos era de 1:1. Esto permise a Shell de

comprar la tecnología americana a un precio relativamente barato.

Perú es un país relativamente menos desarrollado de Argentina y tiene un cambio entre dólares

americanos y nuevo sol de 1:2,76. Esto significa que Petroespaña tendría que pagar la misma

tecnología a un precio casi tres veces superiores y, considerado que los ingresos son en la

moneda local, conseguiría un beneficio económico mucho más reducido. Esta es una diferencia

similar a la que tuvo que enfrentarse YPF para el proyecto de La Plata (con un cambio entre

dólares y pesos de 1:3), que de hecho se registró como MDL: evidentemente la Junta Ejecutiva

reconoció las diferencias existentes entre los dos proyectos y evaluó favorablemente la

adicionalidad del proyecto de La Plata.

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Documentación necesaria

La identificación y recogida de toda la documentación necesaria a respaldar los análisis

financiero, de barreras y de práctica común está fuera del alcance de este informe. Puesto que la

presentación de esta información es un punto crítico para recibir la aprobación de las DOEs y de la

Junta Ejecutiva, se listan todos aquellos aspectos de los análisis que necesitan ulterior soporte

documental en la Tabla 4.3.

Aspecto Documentación necesaria

Ilegalidad venteo de gas residual Ley peruana correspondiente

Proveedor tecnología Información sobre los principales proveedores y ubicación geográfica de sus operaciones

Presencia tecnología en Perú Informacion sobre refinerías de Petroperu (directa o indirecta)

“ Confirmación escrita de la ausencia de tecnología en La Pampilla por parte de Repsol

“ Solicitud información actualizada a John Zink

Tabla 4.3. Documentación necesaria al registro del proyecto como MDL.

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5. Metodología aplicable

Identificación de la metodología

A través de la página web oficial de las Naciones Unidas (UNFCCC 2010), se ha buscado

una metodología que pudiera aplicarse al proyecto propuesto por Petroespaña. Se han

identificado las siguientes metodologías:

• una metodología large-scale aprobada aplicable, la AM0055

• ninguna metodología consolidada aplicable

• una metodología propuesta aplicable, la NMO192 que es la versión provisoria de la

AM0055

• una metodología small-scale aprobada aplicable, la AMS-III.P

De esta lista resulta que existen solo dos metodologías aprobadas aplicables al proyecto, una

large-scale y otra small-scale. Como se detalla en el Appendix 1, el proyecto propuesto por

Petroespaña es large-scale en cuanto reduce más de 60.000 tCO2 equivalentes (Decision

4/CMP.1 2005). Por lo tanto, se decide aplicar la metodología AM0055.

Criterios de aplicabilidad

La metodología AM0055 describe unos criterios de aplicabilidad que determinan si la

misma es aplicable a un determinado proyecto. En la tabla a continuación (Tabla 5.1) se listan los

criterios y se demuestra el cumplimiento en relación con el proyecto de recuperación de gas

residual de Petroespaña.

Criterio (CDM Executive Board 2007) Cumplimiento

In absence of the project activity, based on historical data, waste gases from the refining facility,used by the project activity, were flared (not vented) for the last 3 years, prior to the start of theproject, or as long as the processing facility has been in operation.

Petroespaña asegura que el gas residual ha sido quemado en antorcha desde la entrada en operación de la refinería.

24



Criterio (CDM Executive Board 2007) Cumplimiento

The recovery device is placed just before the flare header(with no possibility of diversions of therecovered gas flow) and after all the waste gas generation devices.

El sistema de recuperación de gas residual se pondría justo antes del cabezal de antorcha de manera que se intercepta todo el gas residual producido y no se permiten desviaciones de flujo, como indicado en el esquema de proceso por John Zink (Figura 2.1) y confirmado por Petroespaña.

Recovered waste gases are used in the same refinery facility.

Petroespaña asegura que el gas recuperado será utilizado internamente.

The project activity does not lead to an increase the production capacity of the refinery facility.

El proyecto prevee exclusivamente una sustitución de combustible de manera que ni la cantidad de energía precisa ni la producción de productos de refineo cambiará con la implementación del proyecto.

Local regulations neither constrain the refinery facility from using the fossil fuels currently used inthe existing process nor require flaring of the recovered gas.

Petroespaña asegura que no existe ninguna legislación que imponga limitar o reducir el uso de combustibles fósiles en su refinería ni quemar el gas residual en antorcha. Un análisis incial de la legislación sectorial peruana confirma esta información.

Waste gas volume and composition are measurable. El volumen y composición del gas residual se pueden medir a través de la instrumentación en dotación a la refinería.

There should not be any addition of fuel gas or refinery gas in the waste gas pipeline between thepoint of recovery and the point where it is mixed in fuel gas system or used directly in elementprocess.

Petroespaña asegura que todo el gas residual recuperado sólo irá a la línea de fuel gas, donde el mismo se mezclará con otros combustibles gaseosos y se dirigirá a los equipos de generación de calor de proceso. Todo el gas recuperado será utilizado para la generación de calor de proceso, sin existir ninguna derivación adicional a otras operaciones.

Tabla 5.1. Criterios de aplicabilidad de la metodología AM0055.

De la anterior tabla se concluye que la metodología AM0055 es aplicable al proyecto

propuesto por Petroespaña.

25



La metodología se complementa con algunas Herramientas elaboradas por la Junta

Ejecutiva:

• Tool for the demonstration and assessment of additionality (CDM Executive Board 2008a)

• Combined tool to identify the baseline scenario and demonstrate additionality (CDM

Executive Board 2008b)

• Tool to calculate baseline, project and/or leakage emissions from electricity consumption

(CDM Executive Board 2008c)

Límites de proyecto

Al proyecto propuesto se aplican los límites previstos en la metodología AM0055 e

ilustrados en la Figura 5.1 abajo.

26



Figura 5.1. Límites de proyecto (CDM Executive Board 2007).

27



Cálculo de reducción de emisiones

La reducción de emisiones de CO2 se calcula anualmente como la diferencia entre las

emisiones producidas en ausencia de la actividad de proyecto, o escenario base, y las emisiones

producidas por la actividad de proyecto. El escenario base se define como la situación que

ocurriría con más probabilidad si no se llevara a cabo la actividad de proyecto. Como se

demuestra en el apartado 4, el escenario base resulta ser el mantenimiento de la situación actual

(Escenario 2), es decir la incineración del gas residual en antorcha con producción de vapor y uso

de combustibles fósiles para la generación de calor de proceso.

Las emisiones del escenario base corresponden a la suma de las emisiones debidas al

uso de combustibles fósiles en ausencia de recuperación de gas residual (74.633 tCO2e/año) y

las emisiones debidas a la generación de vapor en el proceso de incineración en antorcha (1.503

tCO2e/año), equivalente a 76.136 tCO2e/año, como se demuestra en el Appendix 1.

Las emisiones de la actividad de proyecto corresponden a las emisiones debidas a la

generación de electricidad necesaria a la operación del sistema de recuperación de gas residual,

equivalente a 5.394 tCO2e/año, como se demuestra en el Appendix 1. Estas emisiones se

calculan según una herramienta específica (CDM Executive Board 2008c).

La reducción de emisiones resulta por lo tanto de 70.742 tCO2e/año.

Parámetros utilizados

A continuación se presenta una lista de los parámetros utilizados para el cálculo de

reducción de emisiones, indicando las fuentes de información y las suposiciones adoptadas para

obtener los valores.

28



Parámetro Descripción (CDM Executive Board 2007)

Valor Fuentes y suposiciones

Qwgf Historic annual average amount of waste gas sent to the flares during the last three years before the project implementation minus amount of waste gas released due to emergencies or shutdown and amount of waste gas required to maintain the pilot flame.

15.452.000 Nm3 Media de las mediciones históricas de gas residual enviado a antorcha durante los años 2008, 2009 y 2010 (Petroespaña).

QwgA,y Volume of waste gas that will replace fossil fuel used for process heating, in year y measured at the point where waste gas is added in other fuel gases to be sent to element process(s).

15.452.000 Nm3 Puesto que todo el gas residual se utiliza para la generación de calor de proceso, sin desviaciones desde el sistema de recuperación hasta las calderas donde ocurre la combustión, se supone que todo el volumen de gas enviado anualmente a antorcha se pueda recuperar y utilizar en los procesos de refinería.

QwgB,y Total volume of waste gas in year y measured at the deviation(s) between the point A where waste gas is added in other fuel gases and the element process(s)

0 Nm3 Puesto que todo el gas residual se utiliza para la generación de calor de proceso, sin desviaciones desde el sistema de recuperación hasta las calderas donde ocurre la combustión, se supone que el volumen de gas desviado sea igual a cero.

QCRS System recovery capacity (Nm3/hr) multiplied by number of operating hours of waste gas recovery system in year y

17.000.000 Nm3 Calculado estimando un funcionamiento de 8.400 horas al año (Petroespaña).

LHVwg Lower heating value of waste gas recovered

0,07 GJ/Nm3 Medido a través de las cromatografías realizadas en los laboratorios de Petroespaña siguiendo normas internacionales.

EFphf_PR Average emission factor of the fossil fuels used in the project activity during the year y.

n/d El dato no es disponible antes de implementar el proyecto.

Efng,B,y Emission factor of natural gas in the fuel mix used in the last three years.

0,056 tCO2e/GJ Calculado multiplicando el factor de emisión de carbón del gas natural (0,0153 tC/GJ) por 44/12. El valor de factor de emisión de carbón deriva de IPCC 1996.

29



Parámetro Descripción (CDM Executive Board 2007)


Effo,B,y Emission factor of fuel oil in the fuel mix used in the last three years.

0,077 tCO2e/GJ Calculado multiplicando el factor de emisión de carbón del fuel oil (0,021 tC/GJ) por 44/12. El valor de factor de emisión de carbón deriva de IPCC 1996.

%ECng,B,y Percentage by energy content of natural gas in the fuel mix used in the last 3 years to be replaced by waste gas in year y.

35% (Petroespaña)

%ECfo,B,y Percentage by energy content of fuel oil in the fuel mix used in the last 3 years to be replaced by waste gas in year y.

65% (Petroespaña)

ηphf,ng,BL Efficiency of representative element process using natural gas used in the baseline scenario.

91,9% Opción 1 – Valor de eficiencia máxima suministrado por fabricante.

ηphf,fo,BL Efficiency of representative element process using fuel oil used in the baseline scenario.

92,8% Opción 1 – Valor de eficiencia máxima suministrado por fabricante.

ηwg,PR Efficiency of representative element process using waste gas in the project scenario that replaces the other fossil fuels that were used in the baseline scenario

91,5% Opción 1 – Valor de eficiencia mínima suministrado por fabricante. El dato es una estimación conservativa (Petroespaña).

dwg Density of waste gas recovered 0,00124 t/Nm3 (Petroespaña)

fst/wg Ratio of steam to waste gas combusted in the flares

0,35 Según datos del periodo 2008-2010 (Petroespaña)

Hst Steam energy content 2,897 GJ/t steam

(Petroespaña)

effst Boiler efficiency 100% Estimación conservativa.

Efst,y Emission factor of fuel oil used for steam generation

0,077 tCO2e/GJ Calculado multiplicando el factor de emisión de carbón del fuel oil (0,021 tC/GJ) por 44/12. El valor de factor de emisión de carbón deriva de IPCC 1996.

Tabla 5.2. Parámetros utilizados para el cálculo de emisiones del escenario base.

30



Parámetro Descripción (CDM Executive Board 2008c)


ECPJ,y Quantity of electricity consumed by the project electricity consumption source in year y

7.250 MWh/yr (Petroespaña).

EFEL,y Emission factor for electricity generation in year y

0,62 tCO2/MWh Opción A1 de la Herramienta 05. Esta opción prevee calcular el factor de emisión de margen combinado pero, debido a la complejidad del cálculo, se ha preferido utilizar el valor máximo del factor de emisión de margen combinado para Perú según el IGES (IGES 2011). Escogiendo el valor máximo en vez del valor medio, el dato es conservativo.

TDLy Average technical transmission and distribution losses for providing electricity in year y

20% Valor de default propuesto por la Herramienta 05 (CDM Executive Board 2008c).

Tabla 5.3. Parámetros utilizados para el cálculo de emisiones de la actividad de proyecto.

Plan de seguimiento

La metodología AM0055 prevee la realización de un plan de seguimiento en base al cual

se calculan las emisiones efectivamente reducidas tras la implementación del proyecto. El plan

requiere el seguimiento y medición de los siguientes parámetros:

• el volumen y composición del gas residual recuperado

• la cantidad de energía consumida por la actividad de proyecto

• datos necesarios a calcular los factores de emisiones de la electricidad usada en el

proyecto

• datos necesarios a calcular los factores de emisiones de combustibles fósiles usados para

el calor de proceso y generación de vapor en la refinería

• datos necesarios a asegurar que el gas recuperado haya sido efectivamente utilizado para

la generación de calor.

31



La Tabla 5.4 indica los parámetros a monitorizar.

Parámetro Descripción Tipo de medición Frecuencia de medición

LHVwg Lower heating value of waste gas recovered

Cromatografía realizada en laboratorio según estándar internacional.

Una vez a la semana mínimo

dwg Density of waste gas recovered


Una vez a la semana mínimo

effst Boiler efficiency A través de medición directa o con datos de fabricante

Anualmente

ηwg,PR Efficiency of representative element process using waste gas in the project scenario that replaces the other fossil fuels that were used in the baseline scenario

A través de medición directa o con datos de fabricante

EFng,P,y Emission factor of natural gas in the fuel mix replaced by waste gas during project activity in year y


Anualmente

EFfo,P,y Emission factor of fuel oil in the fuel mix replaced by waste gas during project activity in year y


Anualmente

%ECng,P,y Percentage of natural gas in the fuel mix used in project activity in year y expressed as by energy content.

Medición de los caudales de flujo de cada combustible.

Anualmente

%ECfo,P,y Percentage of fuel oil in the fuel mix used in project activity in year y expressed as by energy content.

Medición de los caudales de flujo de cada combustible.

Anualmente

QwgA,y Volume of waste gas that will replace fossil fuel used for process heating, in year y measured at the point where waste gas is added in other fuel gases to be sent to element process(s).

Medición de caudal in situ. Continuamente

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Parámetro Descripción Tipo de medición Frecuencia de medición

QwgB,y Total volume of waste gas in year y measured at the deviation(s) between the point A where waste gas is added in other fuel gases and the element process(s)

Medición de caudal in situ. Continuamente

Tabla 5.4. Parámetros a monitorizar.

33



6. Análisis de riesgos y costes/beneficios

Riesgos

En la Tabla 6.1 se identifican algunos de los riesgos principales asociados con el procedimiento

de registro del proyecto de Petroespaña como MDL y se evalúan de manera indicativa, aportando

las debidas justificaciones.

Riesgo Evaluación Justificación

Proyecto no aprobado por DNA

Limitado Las DNAs de España y Perú han aprobado numerosos proyectos MDL. Respecto a las DOEs o la Junta Ejecutiva, las DNAs no intervienen en temas técnicos y su aprobación es más una cuestión formal.

Proyecto no aprobado por DOE o Junta Ejecutiva

Elevado El proyecto no es adicional desde un punto de vista económico (Apartado 4) y esto puede causar el rechazo del proyecto por parte de la DOE (durante la validación) o de la Junta Ejecutiva (antes del registro). La adicionalidad tiene que ser comprobada exclusivamente con el análisis de barreras, lo que es complicado debido a la escasez de información publicada relevante.

Alargamiento de los plazos

Moderado Como se detalla en el Apartado 3, existe una buena probabilidad que se alarguen los plazos mínimos de registro del proyecto. La causa principal está asociada con la elaboración del PDD y aprobación del mismo por la DOE. Tal situación conllevaría un aumento de los costes, aunque probablemente dentro de las estimaciones máximas indicadas en la Tabla 6.2.

Verificación negativa Limitado La verificación es negativa cuando el plan de seguimiento establecido en el PDD no se aplica correctamente. La aplicación del plan todavía depende en gran medida del promotor de proyecto y se supone que no conlleve particulares dificultades.

Cambio de variable o suposición incorrecta

Moderado Alguna de las variables (normativa vigente, contexto político-económico de Perú, precio del CER, etc.) puede cambiar o alguna de las suposiciones (ausencia de tecnología de proyecto en el país, parámetro de cálculo de emisiones, etc.) puede resultar incorrecta. En ambos casos, se estima que la probabilidad que un tal suceso ocurra y tenga un impacto importante sobre el registro del proyecto sea baja.

Tabla 6.1. Principales riesgos asociados al registro del proyecto.

34



Costes

Los costes asociados al registro del proyecto propuesto por Petroespaña se estiman en la

siguiente tabla (Tabla 6.2), adaptada de UNEP 2006. Los totales son estimaciones conservativas.

Los costes se concentran sobre todo en la fase de diseño del proyecto, antes de que empieze el

periodo de acreditación, como se enseña en la Figura 6.1.

Actividad Tipo de coste Coste (US$)

Fase de diseño

Estudio de factibilidad inicial Tarifa de consultoría o coste interno 5.000 - 30.000

Project Design Document (PDD) Tarifa de consultoría o coste interno 15.000 - 100.000

Validación Tarifa DOE 8.000 – 80.000

Tasa de registro Tarifa Junta Ejecutiva 87.500 - 125.000

Total fase de diseño 335.000 (max)

Fase de operación

Tarifa Fondo Adaptación UN Tarifa Junta Ejecutiva 22.000 (2% CERs)

Verificación inicial Tarifa DOE 5.000 - 30.000

Verificación periódica (anual) Tarifa DOE 5.000 - 25.000

Total fase de operación (anual) 52.000 (max)

Tabla 6.2. Costes asociados al registro del proyecto como MDL.

Beneficios

Las ventajas aportadas por el registro de un proyecto como MDL pueden ser multiples,

incluyendo beneficios de imagen y de publicidad. En particular, los beneficios económicos

corresponden a los ingresos derivados de los CERs, como se detalla en la Tabla 6.3. La cantidad

de emisiones reducidas cada año se detalla en el Apartado 5. El precio utilizado para los CERs se

refiere a un valor actual, todavía es variable y se tiene que considerar como puramente indicativo.

El periodo mínimo de recaudación de CERs es de 7 años como indicado en el Apartado 3.

35



Parámetro Valor

Reducción de emisiones anual 70.742 tCO2e

Precio actual CER (equivalente a 1 tCO2e) 15,41 $

Ingresos anuales CERs 1.090.314 $

Ingresos CERs en un periodo de acreditación mínimo de 7 años 7.632.201 $

Tabla 6.3. Beneficios económicos asociados al registro del proyecto como MDL.

Figura 6.1. Gráfico de las estimación de costes y beneficios del proyecto propuesto durante un

periodo mínimo de acreditación de 7 años.

36

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 20200

200000

400000

600000

800000

1000000

1200000

Costes/beneficios

IngresosCostes

Años

US

$



Periodo de acreditación

Como descrito en el Apartado 3, existen dos tipos de periodos de acreditación que el promotor

puede elegir: uno de 7 años con posibilidad de renovación hasta un máximo de dos veces,

alcanzando un total de 21 años; y otro de 10 años sin posibilidad de renovación.

A los 7 años de su implementación, el proyecto será ya ampliamente rodado, con muchos

meses de funcionamiento acumulados, y empiezará a generar ingresos netos anuales. En ese

momento la mayor parte de los riesgos y barreras asociados con la adopción de la tecnología en

Perú se habrán superado. Esto significa que será muy dificil demostrar la adicionalidad del

proyecto y la probabilidad que se renove el periodo de acreditación para otros 7 años será muy

escasa.

Se considera por lo tanto que un periodo de acreditación de 10 años sin necesidad de

renovación sea el más adecuado para maximizar los beneficios económicos del proyecto.

37



7. Conclusiones

A conclusión del informe y de los análisis llevados a cabo se pueden identificar los

siguientes aspectos:

• El proyecto propuesto por Petroespaña es elegible como MDL.

• El proyecto está sometido a barreras de tipo tecnológico que podrían ser aliviadas con los

ingresos derivados de los CERs y es probable que sea el primero de su tipo en Perú. Es

necesario recoger más información para asegurarse sobre la ausencia de la tecnología de

proyecto en el país y aportar más pruebas documentales.

• El proyecto no es adicional desde un punto de vista económico. Esto representa el aspecto

de más impacto negativo sobre las posibilidades de registro del proyecto.

• La demostración de adicionalidad se tiene que basar exclusivamente en el análisis de

barreras. Existe la posibilidad que la Junta Ejecutiva considere que el proyecto no necesite

los ingresos de los CERs, siendo rentable y factible por sí solo, y que el análisis de

barreras no sea suficiente para motivar la adicionalidad del proyecto. Todavía se considera

más probable que la Junta tenga una postura favorable al registro del proyecto, puesto

que:

− el procedimiento de demostración de adicionalidad prevee la posibilidad de que un

proyecto sea registrado aunque rentable, utilizando solo el análisis de barreras.

− la práctica común demuestra que la tecnología del proyecto no se ha adoptado en

el país, a pesar de su capacidad de generar ingresos.

− en la región se ha registrado como MDL otro proyecto (refinería La Plata,

Argentina) en condiciones muy similares, creando un precedente favorable.

• El procedimiento de registro presenta otros riesgos de baja/moderada entidad.

38



• El análisis costes/beneficios es muy favorable, justificando la adopción del riesgo de

inversión inicial (estimable en 200.000 US$) con el objetivo de conseguir los significativos

ingresos derivados de los CERs.

• Se aconseja elegir un periodo de acreditación de 10 años, puesto que la renovación del

mismo parece muy improbable.

39



8. Bibliografía y otras fuentes

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informe de analisis del proyecto...

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