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Trabajos técnicos

Créditos de carbonoProyecto Turbina de GasIng. Sergio D. Bergerman

Shell CAPSA

Introducción

La Refinería Buenos Aires de Shell CAPSA (en adelante, la Refinería)comenzó a operar en 1931 y es la única refinería de Shell en América delSur. Tiene una capacidad de procesamiento de 15,900 metros cúbicos depetróleo crudo por día y produce naftas, gasoil, gas licuado de petróleo,fuel oil, asfaltos y solventes, entre otros productos. En los últimos años seha concluido un importante plan de inversiones de más de US$ 180millones en instalaciones dedicadas a mejorar el desempeño en salud,seguridad y medio ambiente, lo que le permite cumplir con los estánda-res del Grupo Shell, generalmente más estrictos que la normativa nacio-nal. Por todo esto, la Refinería fue la primera de la Argentina, y la terceraen el mundo, en certificar todas sus operaciones bajo la norma ISO 14001de Gestión Ambiental otorgada por Bureau Veritas Quality Internationalen 1996. Las operaciones de la Refinería fueron re-certificadas bajo estamisma norma en varias oportunidades; la última vez fue en abril de 2003.

La puesta en marcha de la nueva turbina de generación eléctrica esotra reafirmación del compromiso de Shell con la mejora continua enmateria ambiental.

Desarrollo

Alcance del proyecto

El proyecto consistió en la imple-mentación de un nuevo sistema decogeneración dentro de las facilidadesde producción de servicios (electricidady vapor) de la Refinería, teniendocomo objetivos principales el incre-mento en la eficiencia energética, elautoabastecimiento de energía eléctricay la reducción de emisiones de Gasesde Efecto Invernadero (GEI). Conside-rando que el consumo de energía típi-co de una refinería de petróleo es equi-valente a un 10% del procesamientototal de crudo, claramente puede apre-ciarse que la optimización del uso de laenergía es, y ha sido desde siempre, untema de gran importancia en la indus-tria de refinación.

Antes de la implementación delproyecto, la generación de la electrici-dad y el vapor necesarios para satisfa-cer la demanda de energía del empla-zamiento industrial se realizaba conun conjunto de cinco calderas de altapresión y cuatro turbogeneradores avapor, figura 1. El combustible utiliza-do en las calderas era una combina-ción de asfalto, fuel oil y fuel gas (mez-cla de gas de refinería y gas natural).Con esa configuración, la Refineríacubría todas sus necesidades de vapory la mayor parte de sus requerimientosde electricidad, mientras que el rema-nente necesario para cubrir la deman-da interna de electricidad (aproxima-damente unos 2 MW, equivalente a un10% del total utilizado) se comprabade la red eléctrica pública.

El proyecto de inversión consistió enla instalación de una turbina de genera-ción eléctrica GE Frame 5 de 25 MW decapacidad máxima, para ser operadacon gas natural únicamente, y provistacon una caldera de recuperación decalor, figura 2. Esta nueva instalaciónemplea la tecnología de cogeneración(generación simultánea de vapor y elec-tricidad, en donde ambos son deman-dados por los procesos de la Refinería),que mejora notablemente el desempe-ño en materia de eficiencia energéticarespecto de la tecnología tradicional degeneración de vapor en calderas y elec-

tricidad en turbinas de vapor, y queactualmente se usa en la mayoría de losnuevos proyectos de generación deelectricidad de todo el mundo. Comoresultado, la eficiencia del uso de com-bustible se ha incrementado en aproxi-madamente 7% con respecto a la confi-guración anterior al proyecto.

Por otra parte, cabe mencionar quela implementación del proyecto incre-mentó considerablemente la capaci-

dad de generación eléctrica, permi-tiendo no sólo satisfacer la totalidadde la demanda interna de la Refinería,sino también producir excedentes deenergía eléctrica que podrán serexportados a la red eléctrica pública.

La tecnología de cogeneración,figura 3 de página 40, consiste en lacombinación de una turbina de com-bustión, similar a la de los aviones,que acciona un generador eléctrico.

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Figura 1. Esquema de generación de servicios previo al proyecto.

Figura 2. Esquema de generación de servicios posterior al proyecto.

La turbina es accionada gracias a lacombustión únicamente de gas natu-ral, en tanto que los gases calientes desalida son utilizados para generarvapor de media presión en una calde-ra denominada “generador de vaporpor recuperación de calor”, lo quepermite aumentar la eficiencia energé-tica del ciclo. En la caldera de recupe-ración existe a su vez la opción de

operar el sistema de co-firing, en don-de, mediante la combustión de unacorriente adicional de gas natural enun quemador suplementario, se puedeincrementar la producción de vaporde ésta.

Asimismo, la implementación delnuevo sistema de cogeneración trajoaparejada una sustancial reducción delas emisiones de dióxido de carbono

(CO2, uno de los gases de efectoinvernadero) debido a dos factores:• Sustitución de combustibles:

mediante la operación de la nuevaturbina se reduce considerablemen-te el uso de asfalto y fuel oil (com-bustibles de mayor contenido decarbono), y se los reemplaza por gasnatural, con menor contenido decarbono.

• Aumento de eficiencia de genera-ción: la tecnología de cogeneraciónes la manera más eficiente de gene-rar energía eléctrica a partir de com-bustibles, lo que implica un menorconsumo específico de combustible,en comparación con tecnologíasque producen energía térmica yelectricidad por separado. La combinación de estos dos facto-

res genera, gracias a este proyecto,una reducción en las emisiones de gasesde efecto invernadero estimada en50,000 toneladas de CO2 por año. Ade-más, el proyecto brinda otros benefi-cios adicionales, principalmente aso-ciados a la sustitución de combusti-bles líquidos por gas natural, ya quetambién significa una reducción delimpacto ambiental y un mejoramien-to de la calidad del aire en la Refineríay sus alrededores.

Finalmente, cabe consignar que elproyecto demandó una inversión totalde US$ 11 millones, mientras que la

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Sistema de cogeneración

Figura 3. Configuración general del sistema de cogeneración.

Figura 4. Vista de los álabes del compresor de aire.

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etapa de desarrollo de ingeniería yconstrucción de equipos generó unas200.000 horas/hombre de trabajo decontratistas.

La Convención Marco para elCambio Climático, el Protocolode Kyoto y el Mecanismo de Desarrollo Limpio

La CCoonnvveenncciióónn MMaarrccoo ddee llaassNNaacciioonneess UUnniiddaass ppaarraa eell CCaammbbiiooCClliimmááttiiccoo (CMNUCC, o UNFCCC–United Nations Framework Conven-tion on Climate Change–) se estableceen 1992 por convocatoria de la Asam-blea de las Naciones Unidas y comoconsecuencia de los diversos hallazgoscientíficos sobre la problemática delcalentamiento global, sus posibles

causas y sus potenciales impactosambientales y socioeconómicos. LaCMNUCC entró en vigor en 1994, yestableció el objetivo último de estabi-lizar las concentraciones atmosféricasde los GEI en niveles seguros, pero, almismo tiempo, sin amenazar la pro-ducción de alimentos y permitiendoun desarrollo económico sostenible.Para alcanzar este objetivo, todos lospaíses tienen un compromiso generalde confrontar el cambio climático,adaptarse a sus efectos y reportarsobre sus acciones para implementarla Convención.

El PPrroottooccoolloo ddee KKyyoottoo nació en1997 como un complemento de laCMNUCC, para darle mayor fuerza ycarácter legal a los objetivos y lasmedidas establecidos por esta última.Básicamente, este Protocolo crea obli-

gaciones legalmente vinculantes paraun grupo de 38 países industrializa-dos, incluyendo 11 países de EuropaCentral y del Este (los así denomina-dos “países del Anexo I”, dentro delos cuales no se encuentra la Argenti-na), fijando metas de reducción deGEI, durante el período 2008-2012, aun nivel promedio de 5.2% por deba-jo de sus niveles de emisión de 1990.Las metas de reducción cubren losseis principales GEI: dióxido de carbo-no, metano, óxido nitroso, hidrofluo-rocarbonos (HFCs), perfluorocarbonos(PFCs) y hexafluoruro de azufre. Ade-más, el Protocolo permite a estos paí-ses la opción de decidir cuáles deestos seis gases formarán parte de suestrategia nacional de reducción deemisiones.

Asimismo, el Protocolo de Kyotoestablece tres mecanismos cooperati-vos diseñados para contribuir a quelos “países del Anexo I” puedan alcan-zar sus propias metas mediante lareducción de emisiones de GEI enotros países a menor costo de lo queimplicaría hacerlo internamente.Puesto que para efectos del clima noes relevante dónde se alcanzan lasreducciones, se argumenta que porrazones económicas, las reduccionesdeben obtenerse donde éstas tienen elmenor costo. Los tres mecanismos fle-xibles, que están basados en reglas demercado, son los siguientes:• Comercio Internacional de Emisiones

(CIE, o IET –International EmissionTrading–): permite a los paísestransferir parte de sus “derechos deemisiones” en la manera de AAUs(“Assigned Amount Units”).

• Implementación Conjunta (IC, o JI–Joint Implementation–): permite alos países obtener crédito por reduc-ciones de emisiones que se generende la inversión en otros paísesindustrializados, y resulten en latransferencia de ERUs (“EmissionReduction Units”) entre los países.

• Mecanismo de Desarrollo Limpio(MDL, o CDM –Clean DevelopmentMechanism–): permite el reconoci-miento de las reducciones de emi-siones producidas por proyectos deinversión en países en desarrollo,que contribuyan al desarrollo sus-

Figura 5. Vista general de la instalación.

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tentable, en la forma de CERs (“Cer-tified Emission Reductions”) a seracreditadas por el país desarrollado.Estos tres mecanismos dan a los

países y a las compañías del sector pri-vado la oportunidad de reducir emi-siones en cualquier lugar del mundo–donde sea que el costo sea menor–, yasí poder contar con estas reduccionespara cumplir sus propias metas.

El MMeeccaanniissmmoo ddee DDeessaarrrroolllloo LLiimm--ppiioo (MDL), establecido bajo el Proto-colo de Kyoto, es un mecanismo coo-perativo que contribuye a reducir esasemisiones: tiene el potencial de ayu-dar a los países en desarrollo a alcan-zar un desarrollo sostenible mediantela promoción de inversiones ambien-talmente amigables. Bajo este meca-nismo se promueve la implementa-ción de proyectos que propician undesarrollo sostenible y que reducenemisiones de GEI en el territorio depaíses no desarrollados. Las “Reduc-ciones Certificadas de Emisiones”

(RCEs, o CERs por su sigla en inglés)de GEI, obtenidas por estos proyectos,pueden ser luego aplicadas por países

desarrollados para el cumplimiento desus propias metas de reducción deemisiones, comprometidas bajo el

Figura 5. Vista del conjunto turbina–compresor.

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Protocolo de Kyoto. Los proyectosMDL deben ser aprobados por todaslas partes involucradas, deben condu-cir a un desarrollo sostenible en lospaíses anfitriones y deben redundaren beneficios reales, mensurables y alargo plazo en cuanto a la mitigacióndel cambio climático. Además, lasreducciones deben ser adicionales aaquellas que pudieran ocurrir enausencia de la actividad del proyecto.

El Grupo Shell comparte la extendi-da preocupación de que la emisión deGEI está produciendo cambios en el cli-ma mundial. Shell considera que serequiere de una acción inmediata paraestablecer las bases de la estabilizaciónde las concentraciones de GEI de mane-ra equitativa y económicamente res-ponsable; y por eso gestiona de maneraactiva sus emisiones: ha establecido unameta para 2010 de reducir al menos un5% las emisiones respecto de las de1990, sin detener el crecimiento de losnegocios, y en 2002 ya cumplió con suprimer meta de GEI, al reducir las emi-siones más del 10% en comparacióncon 1990. Además, entre otras medidaspara la gestión futura de las emisiones,Shell pretende ser un líder en el comer-cio de créditos de GEI en mercadosemergentes, ayudando a países en víasde desarrollo a transitar el camino de lareducción de emisiones a través de, porejemplo, el MDL y ofreciendo opcionesalternativas de energía, como la solar, laeólica y el hidrógeno. Para Shell, actuarahora y alentar a otros a hacer lo mis-mo es parte de ser un ciudadano corpo-rativo responsable, y le permite estarpreparado para manejar los riesgos yaprovechar las oportunidades que emer-gerán de un mundo con restriccionesde carbono. En línea con esta visión, elefecto positivo del proyecto de la turbi-na de generación eléctrica en las emi-siones de GEI resultó ser uno de los fac-tores determinantes en la decisión deinversión.

Avances en la gestión MDL del Proyecto Turbina de Gas

Los proyectos enmarcados dentrodel MDL deben cumplir una serie deetapas de gestión ante autoridades

nacionales e internacionales, parafinalmente poder ser registrados den-tro de aquél y obtener las RCEs (o“créditos de carbono”), acreditadaspor la CMNUCC.

El ciclo de gestión de un proyectoMDL tiene típicamente las siguientesetapas básicas:• Diseño y formulación del proyecto.• Aprobación de Metodologías de

Línea de Base y de Monitoreo.• Aprobación nacional.• Validación y registro.• Monitoreo (anual).• Verificación/certificación (anual).• Expedición de las RCEs (anual).

En particular, con respecto al pro-yecto de la turbina de generacióneléctrica de la Refinería, Shell CAPSA

inició a mediados del año 2004 la ges-tión MDL del proyecto, con el apoyode una consultora especializada en eltema. Las actividades realizadas desdeese momento hasta la fecha consistie-ron principalmente en la preparaciónde las Metodologías de Línea de Basey de Monitoreo, así como del Docu-mento de Diseño del Proyecto (DDP),la realización del proceso de consultay apertura a comentarios de autorida-des, entidades públicas, medios ysociedades vecinales, y de una audito-ría preliminar de pre-validación delproyecto.

Las Metodologías de Línea de Basey de Monitoreo fueron presentadasante el Panel de Metodologías de laCMNUCC, inicialmente en octubre de

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2004, para su revisión. En función dela agenda de reuniones y carga de tra-bajo del Panel de Metodologías, esteproceso lleva típicamente entre tres yseis meses por cada ronda de revisióny comentarios. Desde ese momento yhasta la fecha se han realizado tresrondas de revisión y reformulación delas metodologías del proyecto, paraadaptarlo a los últimos requerimien-tos de la CMNUCC, e incorporar losdistintos comentarios y pedidos deaclaraciones que resultaron de cadapresentación.

Actualmente, se espera que la apro-bación de las Metodologías de Líneade Base y de Monitoreo por parte dela CMNUCC se obtenga antes de finesde 2006, luego de lo cual los próxi-mos pasos de gestión MDL a seguirserán los siguientes:• Adaptación final del DDP a la ver-

sión de las metodologías finalmenteaprobada.

• Presentación del DDP ante la Ofici-na Argentina del Mecanismo paraun Desarrollo Limpio (autoridadnacional designada para la gestiónMDL en Argentina), para su aproba-ción a nivel nacional.

• Finalización del proceso de valida-ción de la versión final del DDP delproyecto, con participación comoauditor de un ente operacionaldesignado.

• Registro del proyecto (DDP) ante laJunta Ejecutiva de la CMNUCC.Una vez obtenido el registro del

proyecto ante la Junta Ejecutiva de laCMNUCC, podrá comenzarse el cicloanual de monitoreo y verificación dereducción de emisiones, que sonambos los pasos previos a la emisiónanual de RCEs o “créditos de carbono”.

Conclusiones

La puesta en marcha, en julio de2003, de la turbina de generacióneléctrica con tecnología de cogenera-ción es una reafirmación más delcompromiso de Shell con el cuidadoambiental y con Argentina. Con estainversión de US$ 11 millones, no sólose logró un uso más eficiente de laenergía y el autoabastecimiento de lademanda eléctrica propia, sino queademás se disminuyeron las emisionesde GEI en aproximadamente 50,000toneladas de CO2 por año y se mejoróla calidad del aire en la zona deinfluencia de la Refinería.

Así como por un lado el desarrolloy la ejecución del proyecto de inver-sión propiamente dicho tiene un con-tenido mayormente técnico-económi-co relacionado directamente con lasactividades propias de la Refinería,por el otro, la gestión MDL del pro-

yecto dentro del marco del Protocolode Kyoto requiere un conocimientoespecializado, tanto por el conoci-miento detallado de los procesos yactores involucrados en la gestióncomo para asegurar la formulaciónadecuada de la documentación nece-saria, incorporando los últimos avan-ces y requerimientos específicos de lanormativa internacional sobre el temadel cambio climático.

Bibliografía y referencias

Clean Development Mechanism (CDM).UNEP Collaborating Centre onEnergy and Environment RisoNational Laboratory - Roskilde,Denmark.

Overview of the general conditionsand timeframes in the flexibleKyoto mechanisms: CleanDevelopment Mechanism(CDM), Joint Implementation,and Emission Trading.Jorgen Fenhann - UNEPCollaborating Centre on Energyand Environment Riso NationalLaboratory - Roskilde, Denmark.

UNFCCC (United Nations FrameworkConvention on ClimateChange), website: http://cdm.unfccc.int/

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