programa de reducciÓn de emisiones (nama) en

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

PEMEXEmilio Lozoya AustinDirector General de Petróleos Mexicanos

Mario Alberto Beauregard ÁlvarezDirector Corporativo de Finanzas

Rodolfo Campos VillegasSubdirector de Tesorería

Ignacio Arroyo KuribreñaGerente de Finanzas de Carbono

EMbajada dEl REino Unido dE la GRan bREtaña E iRlanda dEl noRtE En MéXicoExcma. Judith MacgregorEmbajadora

Richard ShackletonPrimer Secretario Cambio Climático, Energía y Desarrollo Sustentable

Mónica BuitrónDirectora de Programas

co2 SolUtionSAlfonso Lanseros ValdésPresidente

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

1. ReSUmen ejeCUTIVO 9

2. DaTOS geneRaLeS De LOS pROpOnenTeS De La nama 13

2.1 Petróleos Mexicanos (pemex) 13

2.2 Embajada Británica en México 15

2.2.1 Fondo de Prosperidad de la Embajada Británica 15

2.3 CO2 Solutions 16

2.4 Desarrollo conjunto de un programa de reducción

de emisiones como nama 17

3. OBjeTIVOS y DeSCRIpCIón De La nama 19

4. gaS naTURaL y eSTaDíSTICaS DeL meRCaDO 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 30

4.6 Fuentes de emisiones en el sistema de gas natural 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 star 40

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

ínDICe De COnTenIDO

5.4 Programa avanzado de detección y reparación de emisiones

fugitivas 45

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 50

5.6.4 Paso 4: Cálculo de las emisiones de línea base 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 56

5.8 Requerimientos de monitoreo 56

6. meCanISmO De VaLIDaCIón y RegISTRO 57

6.1 Mecanismo de validación análogo al seguido bajo el mdl

o el vcs 59

6.2 Mecanismo 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 65

9. fInanCIamIenTO DeL pROyeCTO 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 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)” 69

9.3 Financiamiento estimado para la nama 69

10. BenefICIOS De La ImpLemenTaCIón De La nama 71

10.1 Otros beneficios 72

aneXOS 73

Ane xo 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” 74

Ane xo II: Prácticas y tecnologías recomendadas por el

programa Natural Gas star 74

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

RefeRenCIaS 113

agRaDeCImIenTOS 115

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

Fig ura 8. Balance de materia y energía para el sistema Nacional

de procesamiento, transporte y distribución de gas natural 65

Tab la 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

Tab la 4. Prácticas y tecnologías recomendadas por el programa

Natural Gas star de la epa 41

Tabla 5. Factores predeterminados de emisiones fugitivas de CH4 63

Tabla 6. Producción de energía primaria 2009-2011 (Petajoules) 64

Tabla 7. Potencial de reducción de emisiones fugitivas (tCo2e) 64

Tab la 8. Resumen de incentivos económicos para casos

ejemplo similares a la nama a nivel internacional 70

ínDICe De fIgURaS

ínDICe De TaBLaS

api Instituto Americano del Petróleo (por sus siglas en inglés, Ameri-

can Petroleum Institute).

cmnucc Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático.

doe Entidad 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.

epa Agencia 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.

mc Memoria 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.

vcs Esquema Voluntario de Proyectos de Reducción de Gases de Efec-

to Invernadero (por sus siglas en inglés, Verified Carbon Standard).

aCRónImOS

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

9

En 2011, la Conversión Marco de Naciones

Unidas sobre el Cambio Climático (cmnuccc)

publicó las posiciones oficiales y las diver-

sas acciones de mitigación identificadas por

los países en vías de desarrollo en el ámbito de las Acciones Nacio-

nales Apropiadas de Mitigación (nama, por sus siglas en inglés, Na-

tionally 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 imple-

mentación de su Programa Especial de Cambio Climático (pecc), adop-

tado en 2009, el cual incluye la implementación de un conjunto nama

en todos los sectores relevantes, alcanzaría una reducción de emisio-

nes anual de 51 Mt de CO2 eq. para el 2012, comparado con el esce-

nario 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 cuantifi-

cables, que deberían cumplirse hacia el año 2012. Con esto se busca

asegurar la sustentabilidad ambiental mediante la participación res-

ponsable del cuidado, junto con la protección, preservación y aprove-

chamiento 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 Fon-

do de Prosperidad por parte de la Embajada Británica en México

1. ReSUmen ejeCUTIVO

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.pdf2 http://www.sectur.gob.mx/es/sectur/Programa_Especial_de_Cambio_

Climatico_pecc


10

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 equivalen-

te significativa que permita coadyuvar a alcanzar las metas estable-

cidas 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),

11

y beneficios ambientales, está ganando importancia en los mercados

internacionales. El sistema de procesamiento y transporte de gas na-

tural en México cuenta con 19 estaciones de compresión, 12,295.9 km

de ductos, diez complejos procesadores de gas, 20 plantas criogéni-

cas 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 emi-

siones fugitivas en los distintos componentes del sistema de procesa-

miento, 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 eficien-

cia 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 presen-

ta 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 na-

cionales 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 Pro-

tection Agency).

Como se revisará en la sección de “Beneficios de la Implementa-

ción de la nama”, producto de esta nama, pemex, la Embajada Británica

en México y Co2 solutions, buscan contribuir al desarrollo sostenible

de México.


12

13

2.1 peTRóLeOS meXICanOS (pemeX)

Petróleos Mexicanos (pemex) es el cuarto pro-

ductor de crudo en el mundo y la décimo pri-

mer compañía integrada a nivel mundial. pemex es el único productor

de crudo, gas natural y petrolíferos de México y la fuente más impor-

tante de ingresos del Gobierno Federal, lo cual lo convierte en la em-

presa 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 decre-

tada por el presidente Lázaro Cárdenas del Río, de los bienes mue-

bles 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, respon-

sable 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 actual-

mente. Dichos organismos son:

pemex Exploración y Producción (pep)

pemex Refinación (pr)

pemex Gas y Petroquímica Básica (pgpb)

pemex Petroquímica (ppq)

El Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus organismos

subsidiarios 2013-2017 define el rumbo para cumplir con el man-

dato de creación de valor y el de alcanzar sustentabilidad operativa

y financiera en el mediano y largo plazos. Este plan define 15 obje-

tivos estratégicos que atienden los diferentes aspectos de pemex,

tales como la urgencia por mantener e incrementar los niveles ac-

tuales de producción de hidrocarburos y la responsabilidad de ga-

rantizar una operación sustentable de largo plazo, así como la nece-

sidad 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

2. DaTOS geneRaLeS De LOS pROpOnenTeS De La nama


14

de fortalecer la relación con la sociedad y de proteger al medio am-

biente, todo en un marco de generación de valor y rendición de cuen-

tas a la sociedad.

Para alcanzar los objetivos, en pemex se definieron una serie de

estrategias específicas agrupadas en cuatro líneas de acción:

Crecimiento, mediante el cual se busca incorporar y desarrollar

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 ener-

géticos.

Eficiencia operativa, representa mejorar el desempeño actual de

todas las operaciones, optimizando la inversión y gastos de ope-

ración 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 re-

sultados, la promoción de la eficiencia de los procesos de ne-

gocios, 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 orga-

nismo subsidiario de Petróleos Mexicanos, y como tareas transver-

sales que buscan atender objetivos con efectos positivos sobre toda

la organización.3

Para Petróleos Mexicanos la responsabilidad social es un com-

promiso 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

15

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 forta-

lecer y estrechar los vínculos entre el Reino Unido y México a todos

los niveles.

La Embajada Británica promueve los intereses e iniciativas bri-

tánicas en México, trabajando en conjunto a través de distintos pro-

gramas.

2.2.1 Fondo de Prosperidad de la Embajada británicaA 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 Prio-

ridad de Políticas Exteriores: “Construir la prosperidad de Gran Bre-

taña mediante el aumento de las exportaciones y la inversión, la

apertura de los mercados, asegurando acceso a los recursos, y pro-

moviendo 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 políti-

cas públicas que fomenten el crecimiento sustentable y bajo en car-

bono. Adicionalmente, el Fondo pretende promover la apertura en el

comercio e inversión, desalentar el proteccionismo, aumentar la com-

petitividad 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 po-

líticas 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


16

verde y sustentable. Para lograr esto en México, el Fondo cuenta con

cuatro objetivos centrales:

1. Apoyar el crecimiento fuerte, estable y sustentable de la eco-

nomía mexicana, apoyando a la recuperación de la economía

global y la prosperidad mundial.

2. Fortalecer el comercio equitativo en México.

3. Apoyar a México a contribuir de manera positiva en la gober-

nanza económica global.

4. Apoyar a México en sus políticas y acciones verdes y el creci-

miento 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, ha-

biendo desarrollado proyectos en Argentina, Brasil, Bulgaria, Chile,

Colombia, Costa Rica, Ecuador, Egipto, El salvador, España, Esta-

dos Unidos, Filipinas, Guatemala, Inglaterra, India, Marruecos, Mé-

xico, Nicaragua, Panamá, Perú, República Dominicana, suiza, en-

tre 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 desa-

rrollar 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 líde-

res en el combate al cambio climático en su sector.

17

2.4 DeSaRROLLO COnjUnTO De Un pROgRama De ReDUCCIón De emISIOneS COmO nama

Tras el surgimiento de las Acciones Nacionales Apropiadas de Miti-

gación (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 explo-

rar el potencial de estas en la industria de petróleo y gas. Con base en

la experiencia de ambas entidades en temas de mitigación de emi-

siones de gases de efecto invernadero, fue posible estimar el poten-

cial de mitigación en los sistemas de procesamiento, transporte y dis-

tribución de gas natural enfocándose en la reducción de emisiones

fugitivas.

En agosto de 2012, el proyecto fue presentado ante distintos orga-

nismos internos de pemex, así como a semarnat, y tras recibir apro-

bación 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 elabora-

ción de este proyecto ejecutivo. El presente documento busca incen-

tivar 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 dis-

tribución de gas natural contribuyendo así en el cumplimiento de las

metas nacionales de reducción de emisiones. Además, esta nama bus-

ca que las acciones de mitigación cuenten con el aval de las Conven-

ción Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (cmnucc)

a través de la Autoridad Nacional Designada (Comisión Intersecre-

tarial de Cambio Climático, encabezada por semarnat). Para esto, se

buscó ajustar los requerimientos de la cmnucc a las condiciones par-

ticulares del sector de gas en México, buscando así que la nama cuen-

te con reconocimiento nacional e internacional.


18

19

El objetivo central de esta nama es la creación

de una programa marco que permita incen-

tivar actividades de este proyecto, reducción

de emisiones de metano mediante la minimi-

zación 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 in-

ventarios nacionales de gases de efecto invernadero (“Emisiones Fu-

gitivas”),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 emi-

siones pueden clasificarse como fugas de grado 3 de acuerdo a lo

establecido por la NoM-009-sECRE-2002 “Monitoreo, detección y cla-

sificación 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 represen-

tan un riesgo probable para el futuro, por lo que sólo es necesario ree-

valuarlas periódicamente hasta que sean reparadas”. Para fines de

esta nama, una emisión fugitiva será considerada como: “la libera-

ción intencional o no intencional de metano”, la cual no es peligrosa

cuando es detectada y no representa un riesgo probable para el fu-

turo, 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 variacio-

nes 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:

3. OBjeTIVOS y DeSCRIpCIón De La nama

5 Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático (ipcc). Directrices del

ipcc de 2006 para los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero: “Emi-

siones Fugitivas”, volumen 2, capítulo 4, p. 4.6. Disponible en: http://www.ipcc-

nggip.iges.or.jp/public/2006gl/spanish/pdf/2_Volume2/V2_4_Ch4_Fugitive_

Emissions.pdf


20

el uso de factores de emisión simples basados en la produc-

ción introduce una gran incertidumbre;

la aplicación de métodos rigurosos de abajo hacia arriba (uti-

lizando 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

pemex 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 par-

ticipación, de acuerdo a lo establecido por las reformas a la Ley Re-

glamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo

de 1995 y en la expedición del Reglamento de gas natural, en trans-

porte, 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 interconec-

tados con el sur de Estados Unidos, otros conectados al sng o aisla-

dos. Mientras pgpb se hace cargo de la transportación del gas natu-

ral 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 em-

presas privadas. Al cierre de 2011, pemex administra dos de los 22

permisos de Transporte de Acceso Abierto (tra) de gas natural otor-

gados por la cre que continúan vigentes, que comprenden los del

sng y el sistema Naco-Hermosillo; los 20 permisos restantes corres-

ponden a transportistas particulares. Los permisos de acceso abierto

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

21

totalizan una red de ductos con longitud de 12,295.9 km, de los cua-

les a pemex le pertenecen 11,296 kilómetros.

En materia de distribución, México cuenta con una red cuya lon-

gitud 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 restan-

tes pertenecen a privados.

El objetivo principal de la nama es el establecimiento de un pro-

grama marco que permita la suma de esfuerzos del sector público

y privado a través de la reducción y/o eliminación de emisiones fugi-

tivas en el sistema de procesamiento, transporte y distribución de gas

natural de México. Algunas de las fuentes de emisiones fugitivas ya


22

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 re-

ducir emisiones de gei al ambiente.

Figura 1. Mapa de infraestructura de transporte de gas natural7

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

23

4.1 gaS naTURaL y eL meDIO amBIenTe

El gas natural es el combustible fósil más lim-

pio, 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 azu-

fre, 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 pro-

blemas 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 trans-

porte, doméstico y de servicios.

El gas natural es una mezcla gaseosa extraída ya sea con el pe-

tróleo o de yacimientos de gas. Cuando es extraído la mezcla gaseosa

está compuesta por metano, principalmente, con etano, propano, bu-

tanos, 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 principal-

mente compuesto por metano, el gas pasará por plantas de tratamien-

to 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 ni-

trógeno, bióxido de carbono, ácido sulfhídrico y agua. Dependiendo del

origen del gas éste se puede clasificar en gas asociado o no asociado,

4. gaS naTURaL y eSTaDíSTICaS DeL meRCaDO


24

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 transpor-

tado por gasoductos. También se produce gas licuado de petróleo

(glp), el cual se transporta en buques y tanques.

El gas natural comercial se utiliza como:

Combustible: en el sector transporte (en taxis y autobuses), en

sector doméstico para calentadores de agua, estufas y en siste-

mas de calefacción, en el sector comercial para calentadores de

agua, hornos y aires acondicionados, y en la industria en siste-

mas de calefacción, secado, generación de vapor y hornos.

Fuente para la generación de energía eléctrica: en plantas de ci-

clo combinado.

Materia prima: en la industria petroquímica donde se transforma

con relativa facilidad en hidrógeno, etileno o metanol para la pro-

ducción de plásticos y fertilizantes.

FUENTES

Etileno

Propileno

Gasolinas naturales (naftas)

Etapa VFraccionamiento de hidrocarbu-

ros. Los licuables del gas son

separados en tres productos

terminados para ser

comercializados.

Etapa IV

Recuperación de licuables.

Separación de los

hidrocarburos líquidos

mediante procesos

criogénicos

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.

Etapa II

Endulzamiento. Separación de agua y gases

ácidos, específicamente

el ácido sulfídrico(H2S) y bióxido de

carbono (CO2)

Etapa I

Separación

Bióxido de carbono

Gas ácido

Gas húmedo dulce

Azufre

Gas húmedo dulce

Etano

Propano

Naftas (gasolinasnaturales)

Petróleo crudo

Gas seco

Gas húmedo dulce

Gas amargo

Yacimiento de gas no

asociado

Yacimiento de petróleo crudo + gas asociado

Licuablesde gas

Gas seco

Gas natural

Figura 2. Etapas del procesamiento del gas natural8

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

25

4.3 eSCenaRIO naCIOnaL De pRODUCCIón, aLmaCenamIenTO y DISTRIBUCIón De gaS naTURaL

4.3.1 Mercado nacional de gas naturalA pesar de que la producción nacional de gas natural registró un incre-

mento 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 produc-

ción primaria de gas asociado y no asociado bajó 191 millones de pies

cúbicos diarios respecto a la producción del año 2010 (figura 3).

En el pasado año han ocurrido cambios importantes en el mer-

cado 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 ven-

tajas ambientales en relación con el carbón y el petróleo, han contri-

buido a convertir el gas natural en el combustible con mayor creci-

miento en los próximos años. Es así como, gracias a su bajo precio y

creciente producción, se espera que el gas natural sea el combusti-

ble de mayor crecimiento en los próximos 15 años y México se debe

preparar para ello.

En México, el sector eléctrico continuará creciendo y seguirá sien-

do el mayor consumidor de gas natural del país; se espera que en el

AÑO

3,654 3,629 3,717 3,898

4,071 4,244

4,685 4,967 4,920 4,971 5,004

4,813

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

MM

pcd

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

Figura 3. Producción de gas natural 9


sus organismos subsidiarios: 2013-2017, p. 13. Disponible en: http://www.pemex.

com/files/content/pn_13-17_121107.pdf

Incluye producción de gas seco de plantas y directo de campos, etano inyectado a ductos y otras corrientes.


26

periodo de 2012 a 2027 el sector eléctrico represente 70% de la de-

manda interna total (excluyendo al sector petrolero). se espera que

el sector industria tenga una participación de 26%, el sector domés-

tico 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 na-

tural 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 MéxicoEl 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 trans-

porte 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 incre-

mento 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 trans-

porte de 1,014 a 1,270 mmpcd de gas natural en el ducto Cempoa-

la-santa Ana, gracias a los trabajos en la estación de compresión

Emiliano Zapata.

4.3.3 Eficiencia en el aprovechamiento de gas naturalEntre 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.


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].

27

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 incremen-

tar 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 mejo-

ras 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) reci-

bió 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 úl-

timos tres años se ha logrado disminuir la cantidad de gases conta-

minantes liberados a la atmósfera de 13.6 a 2.1 billones de metros

cúbicos. pep seguirá invirtiendo en el periodo de 2013-2014 mil millo-

nes 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 incor-

porado a la Alianza Mundial para la Reducción de la Quema y Emi-

siones 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).


28

Las reservas mundiales de gas natural han aumentado ligera-

mente a lo largo de los años, alcanzando 6,405 billones de pies cú-

bicos (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 sau-

dita 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 produc-

tor 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

tabla 1. Principales empresas petroleras por nivel de producción de gas seco en 2005 11

PoSiciÓn coMPañía PaíSPRoPiEdad dEl

EStado (%)PRoPiEdad dE PRiVadoS (%)

PRodUcciÓn dE GaS (MMPcd)

1 Gazprom Rusia 50 50 53,135

2 Exxon Mobil Estados Unidos - 100 9,251

3 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

29

lo cual representa 90.8% de la producción de Rusia, y 19.4% del vo-

lumen 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 Na-

cional de Hidrocarburos de noviembre 2012.12

Gracias a su combustión eficiente y limpia, el gas natural está ga-

nando importancia en el mercado internacional, diversificando sus

usos e incrementando los ritmos de producción para satisfacer la de-

manda. Este incremento en los ritmos de extracción ha llevado in-

cluso, a la incorporación de reservas en distintos países. Como resul-

tado 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 proba-

das 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

59,223

50,707

18,093

10,159

8,477

8,172

7,736

7,160

7,131

6,020

5,989

5,825

5,665

5,361

4,789

4,585

4,460

4,332

4,195

49,145

- 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 70,000

Rusia

Estados Unidos

Canadá

Irán

Noruega

Argelia

Reino Unido

Indonesia

Arabia Saudita

Turkmenistán

Holanda

Malasia

China

Uzbequistán

Qatar

Emiratos

Argentina

Egipto

México

Resto del mundo

Total Mundial 277,224 MMpcd

Figura 4. Producción mundial de gas seco, 200613


30

4.5 nORmaTIVIDaD naCIOnaL e InTeRnaCIOnaL SOBRe eL TRanSpORTe De gaS naTURaL

En México, las normas oficiales relacionadas con la transmisión, dis-

tribución, procesamiento, almacenamiento o especificaciones de gas

natural son las siguientes:

Especificaciones del gas natural, NoM-001-sECRE-2010: tiene

como finalidad establecer las especificaciones que debe cumplir

el gas natural que se maneje en los sistemas de transporte, alma-

cenamiento y distribución de gas natural, para preservar la se-

guridad 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, instala-

ción, pruebas de hermeticidad, operación, mantenimiento y se-

guridad 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 mí-

nimos de seguridad que deben cumplir los sistemas de distribu-

ción 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 duc-

tos, 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: “Cual-

quier emisión de gas en un ducto, debido a fractura, ruptura, solda-

dura defectuosa, corrosión, sellado imperfecto o mal funcionamiento

31

de accesorios y dispositivos utilizados en éste”. De igual manera defi-

ne al monitoreo de fugas como: “El conjunto de actividades que se

realizan periódicamente para detectar y clasificar fugas de gas con-

ducido 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 ins-

pección 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 infor-

mación 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 pue-

de emplear otros métodos siempre y cuando se apliquen de acuerdo


32

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 determi-

nar 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 rea-

lizar esta inspección puede ser portátil o móvil. El indicador debe

ser del tipo y sensibilidad adecuados, de acuerdo con las instruccio-

nes 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 sub-

terráneas se debe tomar un muestreo continuo de la atmósfera al nivel

del suelo sobre o lo más cerca posible de la instalación. Para insta-

laciones arriba del nivel del suelo, se debe tomar un muestreo conti-

nuo 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 irre-

gularidades del piso, tales como aberturas, ranuras, rupturas y grie-

tas 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 dre-

naje, 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 pá-

rrafo anterior.

Detección debajo de la superficie del suelo. El muestreo de la at-

mósfera 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

33

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, acome-

tidas 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 ries-

go 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 evaluar-

las periódicamente. Cabe recalcar que no se menciona ni un plazo

ni la obligatoriedad de su reparación y por lo mismo la práctica ac-

tual 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, pro-

ducción, transportación y distribución. De la cabeza del pozo hasta el

usuario final, el gas se mueve a través de cientos de válvulas, meca-

nismos de procesamiento, compresores, tuberías, estaciones de regu-

lación 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


34

de perforación por exploración, cuando los pozos están bajo

prueba, y durante el proceso de limpieza de los pozos.

2. Emisiones relacionadas a los gases asociados no aprovecha-

dos (venteados o quemados).

Durante la producción de gas natural y petróleo, se gene-

ran 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 energé-

tica 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 ca-

sos es venteado o quemado, lo cual da como resultado emisio-

nes de metano y de dióxido de carbono.

3. Emisiones por venteo o quema de gases residuales proceden-

tes de instalaciones de tratamiento de gas, tanto asociado como

no asociado.

• Gases residuales: ocurren cuando el metano se disuelve en

va rias fases fluidas, y subsecuentemente es liberado al am-

biente 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 almacenamien-

to: 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 fluctuacio-

nes en las temperaturas ambientales los gases y la fase líqui-

da 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 com-

pletamente, cierta cantidad de gas natural se fuga. Estas emi-

siones de válvulas de paso terminan en los sistemas de alta

presión de quema y venteo.

35

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 estima-

ción 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 ven-

teados, qué tanto gas es purgado y acotar la cantidad de emi-

siones evitadas en válvulas de paso.

4. Emisiones de mantenimiento en la producción, transporte y dis-

tribución del gas natural.

Durante los mantenimientos rutinarios, algunas cantida-

des de metano pueden ser liberadas. Esto ocurre, por ejem-

plo, cuando los equipos de procesamiento o ductos son

despresurizados y dispersados con aire antes del manteni-

miento.

5. Emisiones relacionadas a los requerimientos energéticos: emi-

siones 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 du-

rante 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: Cuan-

do 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 tie-

nen emisiones de metano.


36

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 siste-

mas de transmisión de gas en donde se requiere de una esta-

ción 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 car-

casa 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 emi-

siones netas de una estación de compresión son las válvu-

las de extremo abierto, válvulas de seguridad de presión y

válvulas de bloqueo, con un buen mantenimiento y un co-

rrecto 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; du-

rante los paros de compresores los equipos son inyectados

con aire mientras que durante las puestas en marcha se lle-

nan de gas natural, normalmente el gas natural es venteado.

sin embargo, para facilitar arranques rápidos después de pa-

ros cortos, los compresores suelen permanecer llenos de gas.

7. Emisiones procedentes de dispositivos neumáticos, como lo

son válvulas y actuadores. Las válvulas y actuadores en los sis-

temas de transmisión y producción pueden ser operadas con

gas natural, utilizando la presión hidráulica de éste para ajus-

tar 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.

8. 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 abrir-

se despresurizando el sistema y las corrientes de expulsión

de la válvula pueden ser alimentadas a quemadores de alta

presión o ser venteados.

37

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 emi-

siones 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 fugi-

tivas 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 cró-

nicas 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 distribu-

ción son difíciles de estimar, es posible estimar emisiones

calculando la diferencia entre las entradas y salidas del siste-

ma, sin embargo este método no suele ser muy confiable pues-

to 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 bási-

camente lo mismo: la mayor parte de las emisiones de gas natural son

causadas por redes de distribución viejas de hierro fundido, acen-

tuándose en las juntas del sistema, adicionalmente los sistemas nue-

vos 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 com-

ponente basta con cuantificar, mediante estimación o medición, las

tasas de emisiones fugitivas. Los métodos cuantitativos pueden ser


38

modelar el proceso, balances de materia, sistemas de captura y me-

dición del sistema, técnicas de muestreo en ductos, pruebas de ras-

treo y algunos métodos de teledetección, el método utilizado depen-

derá 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 ne-

cesariamente si resulta demasiado caro como para cambiarlo, y si no

15 Canadian Association of Petroleum Producers (capp), Best management prac-

tice: Management of Fugitive Emissions at Upstream oil and Gas Facilities, January

2007, p. 6.16 Canadian Association of Petroleum Producers (capp), Best management prac-


2007, p. 7.

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 coSto aPRoXiMado

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

39

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 re-

parar 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 fa-

bricante 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 fu-

gitivas sean identificados y reparados se deben de mantener registros

adecuadamente; esto ayudará a que las medidas de seguimiento apro-

piadas para cada caso sean tomadas.17

4.7.1 Métodos de la epa aplicables para la detección y estimación de emisiones fugitivasExisten métodos reconocidos internacionalmente para identificar fu-

gas 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 Am-

biente (epa) de Estados Unidos (epa 21): “Método epa 21” y el “Proto-

colo epa para la estimación de emisiones de fugas en equipos”. Estos

métodos se presentan en esta nama como una alternativa para los pro-

ponentes 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 emisio-

nes 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, bom-

bas y compresores, dispositivos de alivio de presión, drenajes, vál-

vulas de extremo abierto, sistemas de extracción de gas en los sellos

de compresores y bombas, acumuladores de venteos, sellos de agi-

tadores y sellos de puertas de acceso.



2007, pp. 9-12.


40

Por su parte, el objetivo del Protocolo epa es el presentar un pro-

cedimiento 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, fac-

tores 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 desa-

rrolladas 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 es-

pecíficas por unidad. Posteriormente, los valores de concentracio-

nes para todos los componentes son introducidos en estas correla-

ciones 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 oportu-

nidades 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, presentacio-

nes 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):

41

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.


42

43

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 esta-

blecen las formulas y los criterios para el cál-

culo 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 re-

sultados exactos, coherentes y reproducibles, siguiendo lo estable-

cido por la NMX-sAA-14064-1-IMNC-2007.

Para garantizar que la contabilización de la reducción de emisio-

nes 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) aproba-

da 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 adi-

cionalidad 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 siguien-

te 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 si-

guiente gráfico:

5. meTODOLOgía paRa CUanTIfICaR La ReDUCCIón De emISIOneS DeRIVaDa De CaDa aCTIVIDaD De pROyeCTO

18 Disponible en el sitio: http://cdm.unfccc.int/methodologies/PAmethodologies/

approved


44

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 activi-

dad de proyecto puede generar emisiones de gei que no hubieran

existido en ausencia del mismo, dichas emisiones podrán ser califica-

das 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 dis-

Figura 5. Esquema sobre la reducción de emisiones

ReDUCCIOneS DeL pROyeCTO

Emisiones en la línea baseEmisiones en la actividad de proyecto

emis

ione

s de

CO 2

Tiempo

45

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 me-

diante la adopción de un programa avanzado de detección y repara-

ción de emisiones fugitivas.

Un programa convencional de detección y reparación de emisio-

nes 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 me-

dida 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 conven-

cional seguido por cada proponente de proyecto de manera particular

hasta antes de la ejecución de la actividad de proyecto. Un compo-

nente 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 ser-

virá para determinar la reducción de emisiones producto de esta úl-

tima (referirse al paso 1 de la sección de “Metodología: adicionalidad

y cálculo de reducción de emisiones” para más detalles sobre el con-

tenido 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 ejem-

plo: 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.


46

El uso de tecnología de detección y/o cuantificación de emisio-

nes fugitivas más avanzado.

sin embargo, para que estas últimas medidas puedan ser consi-

deradas parte de un programa avanzado de detección y reparación de

emisiones fugitivas bajo esta nama, deberán haber sido implemen-

tadas contemplando como uno de los objetivos la redución de emi-

siones 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 herramien-

ta la implementación de un programa avanzado de detección y repa-

ración de emisiones fugitivas.

De manera enunciativa, más no limitativa, esta metodología es

aplicable para los siguientes escenarios:

La 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 emi-

siones 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 efi-

ciencia.

El uso de tecnología más eficiente (que genere una menor can-

tidad o elimine las emisiones fugitivas) en la construcción de nue-

vos proyectos, tomando como referencia la tecnología que inicial-

mente estaba considerada para éstos.

La implementación de un sistema avanzado de monitoreo de

componentes donde se ha identificado la generación de emi-

siones 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 es-

fuerzo 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

47

por el proponente de proyecto, significando por lo tanto un es-

fuerzo 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 nitró-

geno (nru).

Las emisiones de metano producidas por desfogues o corridas de

diablos para el mantenimiento de ductos pueden alcanzar niveles sig-

nificativos, por lo que la recuperación de estas corrientes de gas ricas

en metano para un posterior aprovechamiento representa una impor-

tante oportunidad para la reducción de emisiones fugitivas. Por otro

lado, a pesar de que el porcentaje de metano en las corrientes de Ni-

trógeno eliminadas de los equipos nru (por sus siglas en inglés, Nitro-

gen Rejection Unit) es bajo, el impacto de esta fuente de emisiones

fugitivas es grande debido a los considerabless volúmenes compren-

didos 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 emi-

siones fugitivas de los componentes que forman parte de una activi-

dad de proyecto específica.

La metodología se compone de los siguientes seis pasos:

1. Descripción del programa avanzado de detección y reparación

de emisiones fugitivas de la actividad de proyecto.

2. Comprobación de la adicionalidad de la actividad de proyecto.

3. Determinación de la vida de la actividad de proyecto.

4. Cálculo de las emisiones de línea base.

5. Cálculo de las emisiones de la actividad de proyecto

6. Cálculo de la reducción de emisiones de la actividad de pro-

yecto.


48

5.6.1 Paso 1: Descripción del programa avanzado de detección y reparación de emisiones fugitivas de la actividad de proyectoEl proponente de un proyecto primeramente deberá describir las prác-

ticas actuales de detección y reparación de fugas aplicados a la acti-

vidad de proyecto que busque inscribirse dentro de la nama.

Los siguientes criterios pueden ser tomados en cuenta para ser

incluidos en dicha descripción:

Aspectos de seguridad: Algunas emisiones fugitivas requieren

ser reparadas por motivos de seguridad. Una evaluación de las

regulaciones de seguridad, estándares de seguridad de la indus-

tria local y su implementación pude ser de ayuda para identificar

qué tipo de fugas son detectadas y reparadas bajo las regulacio-

nes 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, tempe-

raturas, etcétera).

Visibilidad, sonido u olor: Algunas compañías reparan sus emi-

siones fugitivas sólo si el personal ve, huele o escucha la fuga.

Tecnologías de detección de emisiones fugitivas: Las emisio-

nes fugitivas detectadas pudieran depender del tipo de tecno-

logía utilizada para detectar las fugas. La introducción de tec-

nologías 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:

Protocolos escritos y registros de reparación de emisiones fugi-

tivas de años previos.

Especificaciones y estándares de diseño de los equipos.

Procedimientos internos de capacitación de personal para iden-

tificación y reparación de fugas.

Documentación sobre las tecnologías y equipos de medición uti-

lizados para detectar emisiones fugitivas y materiales disponi-

bles para llevar a cabo las reparaciones.

49

Posteriormente, se deberá describir el programa avanzado de de-

tección 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 repa-

ración de emisiones fugitivas es el establecimiento de una base de

datos para la concentración de la información que servirá para calcu-

lar 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. Datos para identificar claramente el componente: Número de

identificación, tipo de componente, tamaño del componente,

servicio, área o unidad de procesamiento, ubicación del com-

ponente, tipo de instalación.

2. Información relevante de la detección de la emisión fugitiva:

Fecha de la detección, método aplicado, quién detectó la emi-

sión fugitiva, lectura de la detección (en caso de aplicar).

3. En caso de que se cuantifique el flujo de las emisiones fugiti-

vas 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.

4. 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.

5. Información acerca de la elegibilidad del componente generador

de emisiones fugitivas a ser incluido en la activida de proyecto.

6. Información relevante sobre los intentos de reparación del com-

ponente.

La base de datos será continuamente actualizada durante el tiem-

po de vida de la actividad de proyecto con información de los com-

ponentes con emisiones fugitivas reparados y/o remplazados.

5.6.2 Paso 2: Comprobación de la adicionalidad de la actividad de proyectoPara que el proyecto pueda registrase como parte de esta nama deberá

de cumplir con los siguientes criterios, denominados como criterios de

adicionalidad.


50

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 imple-

mentado al menos una de las siguientes opciones:

• Un componente más eficiente (que en base a especifica-

ciones 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 estable-

cido previo a la actividad de proyecto.

• Una tecnología más avanzada para la detección y monito-

reo de emisiones fugitivas.

5.6.3 Paso 3: Determinación de la vida de la actividad de proyectoAl calcular las emisiones de línea base, se supone que las emisio-

nes fugitivas se generan como parte de la operación normal de un

componente y que acciones adicionales deben realizarse para re-

ducir 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 imple-

mentando 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.

51

5.6.4 Paso 4: Cálculo de las emisiones de línea baseExisten 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 fac-

tores 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 fabri-

cante 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

BEy = 11000

× GWPch 4 × w ch4,y × ∑i

∑r [EFi × Ti,r] (1)

Donde:

BEy= Emisiones de línea base para el año “y” (t Co2e)

GWPCH4= Potencial de calentamiento global (t Co2e / t CH4)

wCH4,y= 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”

i =

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)

r =

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”.


52

Opción 2: Medición de los flujos de las emisiones fugitivas a tra-

vés del uso de una tecnología adecuada de medición como se des-

cribe en la sección de “Equipo de monitoreo” (referirse al Anexo IV

de este documento).

Las emisiones de línea base se calculan como sigue:

Con

BE y = ConvFactor × ∑j

[Fch4,j × Tj,y × (1-URj)]× GWPch 4 (2)

Donde:

BEy = Emisiones de línea base para el año “y” (t Co2e)

ConvFactor = 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 in-

ferior del rango de incertidumbre de la medición a un 95% de inter-

valo 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 in-

certidumbre del método de medición es de ±10%, la reducción de

emisiones debe ser calculada con base en un flujo de 0.9 m3/h. To-

mando 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 in-

53

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 fugi-

tivas 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 proyectoLas 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 conti-

nuación:

En el caso de la opción 1:

PEy = 11000

× GWPch 4 × w ch4,y × ∑i

∑x [EFi × Ti,x] (3)

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.

wCH4,y =Fracción másica del metano en el gas natural/ gas de

refinería para el año “y” (kg CH4 / kg gas).



2007, pp. 4-8.


54

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:

PEY = ConvFactor × ∑2

[Fch4,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 in-

tervalo 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 reduc-

ción 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 in-

certidumbre combinadas de todas las mediciones.

55

si la reparación de una fuga deja de funcionar, las siguientes supo-

siciones deben hacerse en el cálculo de las emisiones del proyecto:

a. Con el mismo flujo que fue medido antes de su reparación

cuando se usa equipo de detección de emisiones fugitivas

únicamente.

b. A la nueva tasa de emisión medida si la fuente de emisiones

fugitivas es medida nuevamente en el momento del monitoreo.

c. A la tasa especificada en el Compendio api 2009 el determi-

nado 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 fugiti-

vas desde la última revisión a la que fue sometido dicho componente

sin que se percibiera emisión fugitiva alguna. Por lo tanto, las emisio-

nes fugitivas que se originen de donde la reparación falló deberán in-

cluirse en las emisiones de proyecto hasta que ocurra alguna de las

siguientes opciones (la primera en ocurrir):

a. La fuente de emisiones fugitivas es reparada y ésta no deja de

funcionar.

b. El reemplazo del componente en el que se presentaban las

emisiones fugitivas..

5.6.6 Paso 6. Cálculo de la reducción de emisiones de la actividad de proyectoComo 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


56

monitoreo y las variables que deberán ser tomadas en cuenta durante

dicha etapa.

5.7.1. Establecimiento de una base de datosReferirse 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 proyectoLa 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 ten-

derá a aumentar el nivel de control obtenido sobre las fugas.

5.8 ReqUeRImIenTOS De mOnITOReO

Para cada componente que genere emisiones fugitivas se deberá reco-

lectar la siguiente información en cada uno de los monitoreos regulares:

Fecha de monitoreo.

El número de horas durante las cuales el componente es utilizado

para gas natural presurizado.

Valorar si la reparación, remplazo o mejora del componente, sis-

tema o equipo de detección y reparación de emisiones fugitivas,

según aplique, funciona adecuadamente.

Toda la información anterior, así como los parámetros a ser moni-

toreados (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 monito-

reo, 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.

57

La validación de una actividad de proyecto

(ap) es un proceso riguroso a fin de constatar

que las condiciones de aplicabilidad y los cri-

terios 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 re-

sultado 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:

Entidad Coordinadora (ec): Esta institución concentra la infor-

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 emi-

siones generadas como producto de la nama y elabora estadís-

ticos 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 im-

parcial siendo ajena a los intereses de los Proponentes de Pro-

yecto 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 se-

rán cubiertos en conjunto por los fondos que patrocinan las acti-

vidades de proyecto que integren la nama.

Proponente de proyecto (pp): Entidad responsable de la activi-

dad de proyecto. Es responsable de todas las actividades rela-

cionadas 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:

6. meCanISmO De VaLIDaCIón y RegISTRO


58

1. Elaborar el Documento del proyecto (dp).

2. Elaborar una memoria de cálculo de la reducción de emisiones

producto de la actividad de proyecto.

3. Establecer un procedimiento de monitoreo, recolección y archi-

vo de información.

4. Proporcionar toda la información necesaria para que la acti-

vidad de proyecto a su cargo sea validada por la ed. Esta in-

formación debe ser respaldada a través de documentación

fidedigna.

5. organizar y coordinar la validación y verificación de su res-

pectiva actividad de proyecto.

6. Transmitir a la Entidad Coordinadora la documentación prin-

cipal que soporta su registro como actividad de proyecto den-

tro de esta nama y, al concluir cada etapa de verificación, la

documentación que certifica la reducción de emisiones co-

rrespondiente 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 vali-

dar el cálculo de reducción de emisiones realizado por cada Pro-

ponente de proyecto.

Esta entidad puede ser una Entidad operacional Designada

(doe por sus siglas en inglés, Designated Operational Entity) acre-

ditada 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”:

59

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. 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.

2. El Proponente de proyecto se pone en contacto con alguna

Entidad Designada para coordinar e iniciar el proceso de vali-

dación. La Entidad Designada deberá ser contratada por el

propio Proponente de proyecto.

3. El Proponente de proyecto hará entrega de la documenta-

ción requerida por la Entidad Designada para conducir el pro-

ceso de validación hasta alcanzar el registro de la Actividad

de Proyecto.

4. La Actividad de Proyecto en validación es sometida a un pro-

ceso 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 Coordi-

nadora hará la notificación a la Entidad Designada quien a

su vez procederá a la elaboración del Reporte de Validación

(rv).21

5. La Entidad Designada deberá entregar al Proponente de Pro-

yecto un Reporte de Validación que contendrá un análisis de

la Actividad de Proyecto, una descripción del proceso de va-

lidación y una conclusión sobre su elegibilidad de la Activi-

dad de proyecto en cuestión como parte de la nama descrita

en este documento (referirse al Anexo VIII “Plantilla de Re-

porte de Validación”).

21 Este documento se ubica en los anexos.


60

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 Pro-

yecto, 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 Coordi-

nadora reciba dicha documentación el proyecto quedará registrado.

Figura 6. Proceso de validación

pp contacta a la ec y

comunica su intención de inscribir un proyecto a la

nama

pp contrata a una ed para conducir el proceso de validación

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.

61

El proceso de verificación se lleva a cabo en-

tre el Proponente de proyecto y la Entidad

Coordinadora. Para este proceso puede uti-

lizarse uno de los dos mecanismos presenta-

dos como opciones para la etapa de validación: auditoria de una En-

tidad 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 ejecu-

tar el plan de monitoreo delineado en este documento y establecido

específicamente en el Documento del Proyecto.

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: “Plan-

tilla del Reporte de Verificación”), siendo éste último el que contendrá

el fallo en relación a la reducción de emisiones de la actividad de

7. VeRIfICaCIón

Figura 7. Proceso de verificación

1. Auditoría por parte de una ed

2. Mecanismo definido por el financiador

3. Consulta pública

Entidad coordinadora

Participante del proyecto

+


62

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 na-

turales 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.

63

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 en-

contrados en el Manual de Referencia de las Directrices Revisadas

del ipcc de 1996 para Inventarios de gei, es posible estimar el poten-

cial máximo de reducción de Co2 equivalente en México. Los factores

de emisión de referencia son los siguientes:

Tomando como referencia la información de la tabla previa, el fac-

tor de emisión correspondiente para México es 118 tCH4 /PJ, mien-

tras que para Europa occidental es de 72 tCH4 /PJ y para Estados

Unidos y Canadá es de 57 tCH4 /PJ, siendo el sistema de procesa-

miento, 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 2009-

2011, 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 marcar-

se como meta aspiracional el alcanzar los niveles de emisiones fugi-

tivas de países desarrollados como Estados Unidos y Canadá, siendo

estos sistemas los más eficientes a nivel internacional. A continua-

ción se presenta el cálculo del potencial de reducción de emisiones

fugitivas:

8. meTaS De ReDUCCIón De emISIOneS

tabla 5. Factores predeterminados de emisiones fugitivas de CH4 para el procesamiento, transporte y distribución de gas natural

UnidadFactoR 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


64

Descripción

producción de energía primaria (pj)

2009 2010 2011

Total 9,474.71 9,250.71 9,190.76

Carbón 222.18 241.28 290.96

Hidrocarburos 8,530.08 8,304.34 8,151.63

Petróleo crudo 6,058.73 6,008.64 5,933.53

Condensados 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

Hidroenergía 95.20 132.26 130.56

Geoenergía 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

Biomasa 349.40 348.28 348.67

Bagazo de caña 88.73 88.97 90.58

Leña 260.68 259.31 258.09

tabla 6. Producción de energía primaria 2009-2011 (Petajoules)22

tabla 7. Potencial de reducción de emisiones fugitivas (tCO2e)

parámetro Valor

Factor de emisión de Estados Unidos y Canadá (tCH4/PJ) 57

Factor de emisión de México (tCH4/PJ) 118

Potencial de efecto invernadero del CH4 (tCo2e/tCH4) 21

Producción anual de GN (PJ) 2,235

Potencial de reducción de emisiones (tCo2e) 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]

Fuente: SENER Balance Nacional de Energía 2011.

65

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 na-

tural. siendo que se toma como referencia un sistema de alta eficien-

cia, 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 De pROCeSamIenTO, TRanSpORTe y DISTRIBUCIón De gaS naTURaL

Utilizando como referencia la producción de gas natural nacional de

2011, la cual totalizó 2,235,000 TJ de acuerdo a la información con-

tenida 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 si-

guiente balance de materia para el sistema nacional de procesa-

miento, 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.

Figura 8.Balance de materia y energía para el Sistema Nacional

de procesamiento, transporte y distribución de gas natural*

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

13,325 tj de gn

278 Gg de gn

2,248,325 tj de gn

46,840 Gg de gn

2,235,000 tj de gn

46,563 Gg de gnSistema Nacional de

procesamiento, transporte y distribución de gas natural

* Para estos cálculos se han utilizado datos del IPCC y de la página oficial de pemex .23


66

67

El financiamiento requerido para que una

actividad de proyecto en particular sea eco-

nómicamente factible debe ser claramente

definido por el Proponente de proyecto, es-

pecíficamente deberá estar contenida en el documento, especifi-

cándose 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 finan-

ciamiento 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 po-

drá provenir de fondos, a través de créditos de carbono y cualquier

equivalente aportado por un tercero que en conjunto sea el equiva-

lente 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 repara-

ción de emisiones fugitivas, como parte de un sistema avanzado tal

9. fInanCIamIenTO DeL pROyeCTO

24 Información disponible en: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/

BVQI1314039132.28/view


68

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 li-

tros de metano por cada pieza, lo que corresponde a 222,657 tone-

ladas de Co2 equivalentes.

El financiamiento a través de bonos de carbono, hará posible

solventar los altos costos de:

Equipos de detección y medición de fugas

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 Cam-

bio 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 lle-

vada 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%20Emis-

sion%20Reductions%20Futures%20History%20|%20Derivatives/futures-histo-

ric/2012-12/F2CR/2013.12

69

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 reduc-

ción 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 algu-

nas de las actividades consideradas para la presente nama, aunque no

su totalidad) para estimar un valor aproximado de los costos que ten-

dría 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 anua-

les se requerirían cerca de 35 millones de euros para la implemen-

tación de las distintas actividades de proyectos; para ello se esperaría

que se requiriera un financiamiento de cerca del 54% a través de cual-

quiera de los mecanismos previamente descritos.

26 Información disponible en: http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/sGs-

UKL1265038490.73/view


70

tabla 8. Resumen de incentivos económicos para casos ejemplo similares a la nama a nivel internacional

nombre del proyectoCosto 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%

71

Esta nama tiene como propósito entregar be-

neficios ambientales, sociales y económicos,

mismos que se presentan como ejes del de-

sarrollo sostenible.

Por otra parte, esta nama sienta sus bases en los objetivos perse-

guidos para México por el Fondo de Prosperidad promovido por la

Embajada Británica en México (fco):27

El principal beneficiado es México.

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.

10. BenefICIOS De La ImpLemenTaCIón De La 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.prosperity-

fund-guidance-jan-2012&ns_type=pdf&ns_url=http://ukinmexico.fco.gov.uk/resour-

ces/en/word/doc1/prosperity-fund-guidance-jan-2012

Contribuir positivamente en

la preservación del medio ambiente





Social Económico

ambiental


72

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 Cam-

bio 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 es-

fuerzos puntales (aquí denominadas actividades de proyecto) a través

de la canalización adecuada de recursos, ya sean nacionales o in-

ternacionales.

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-009-

sECRE-2002, en la cual toma un papel preponderante el tema de la

seguridad. De esta manera, el desarrollo de esta nama estará enfoca-

do 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 herra-

mienta útil en materia de prevención de riesgos.

28 Diario oficial de la Federación. DoF 06/06/2012: Ley General de Cambio Cli-

mático, artículo transitorio segundo, p. 42. Disponible en: http://dof.gob.mx/nota_de-

talle.php?codigo=5249899&fecha=06/06/2012

aneXOS


74

Grado 1. son aquellas fugas que represen-

tan un peligro inminente para las personas

o propiedades, por lo que, cuando se detec-

tan deben ser reparadas inmediatamente

y/o realizar acciones continuas hasta lograr

que las condiciones dejen de ser peligro-

sas. se considera peligrosa toda situación

en la que haya probabilidad de asfixia, in-

cendio o explosión en el área afectada por

la fuga.

Grado 2. Esta clase de fugas no son peligro-

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 peligro-

sas cuando se detectan y tampoco represen-

tan un riesgo probable para el futuro, por lo

que, sólo es necesario reevaluarlas periódi-

camente hasta que sean reparadas.

74

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”

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 ampliamen-

te usados en los sistemas de procesamiento

y transporte de gas natural. Estos equipos

cuentan con sellos para evitar que el gas na-

tural a alta presión en los ejes de rotación se

escape de la coraza del compresor los cuales

usualmente operaban con aceite a alta pre-

sión 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

200 pies cúbicos por minuto (pcpm), las cua-

les ocurren principalmente cuando el aceite

circulante libera el gas que adsorbe en la su-

perficie 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 mantenimien-

tos, 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 mecáni-

ca ejerciendo una fuerza de oposición crea-

da por ranuras hidrodinámicas y presión

estática.

75

Reemplazo de bombas de glicol impulsadas por gas con bombas eléctricasLa mayoría de los sistemas deshidratadores

de glicol usan trietilenglicol (teg) como líqui-

do 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, tam-

bién conocidas como “bombas de intercam-

bio de energía” y las bombas eléctricas.

Las bombas de circulación operadas por

gas son especialmente utilizadas cuando las

instalaciones no cuentan con suministro eléc-

trico, pues son bombas neumáticas especial-

mente diseñadas para aprovechar la energía

del gas natural a alta presión acarreado por el

teg a la salida del contactor de gas. El dise-

ño mecánico de estas bombas consiste en

poner teg húmedo y de alta presión por un

lado y teg seco de baja presión del otro, se-

parados por sellos de hule los cuales termi-

nan gastados al ser contaminados por el teg

seco con lo cual el proceso de deshidratación

es menos eficiente, y para evitar esto es nece-

sario 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 don-

de será venteado con el agua que se evapo-

ra del teg; las emisiones de metano en este

proceso suelen ser de 1,000 pies cúbicos

por cada millón de pies cúbicos de gas tra-

tado. 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 naturalLa industria de gas natural utiliza una variedad

de dispositivos de control para operar válvulas

y controlar los niveles de presión, flujo, tem-

peratura 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 dispo-

sitivos neumáticos que emplean energía pro-

veniente 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 libe-

ración actual o niveles de emisiones depen-

de en gran parte del diseño del dispositivo.

Para reducir las emisiones de los dispositivos

neumáticos pueden emplearse las siguien-

tes opciones, ya sea independientemente o

en combinación:

1. Reemplazar dispositivos de alto venteo con

dispositivos de bajo venteo que tienen

capacidades de rendimiento similares.

2. Instalar kits de readaptación de bajo ven-

teo en los dispositivos de operación.

3. Mejorar el mantenimiento, limpieza y ajus-

te, reparar o reemplazar empaquetaduras

que producen fugas, tubos y sellos.

instalación de Válvulas baso®

En calentadores y procesadores de crudo,

des hidratadores de gas y calentadores de

gas usan gas natural como combustible, y en


76

ocasiones, el aire alimentado apaga la flama

del piloto, pero el combustible sigue fluyendo,

con lo cual se presentan emisiones de me-

tano a la atmósfera. Para evitar esto, los so-

cios del programa Natural Gas star reco-

miendan 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 mecánicosComo fue mencionado anteriormente, en ins-

talaciones remotas y con falta de acceso al

suministro eléctrico, es común contar con sis-

temas de control neumáticos los cuales uti-

lizan 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 cam-

bio a sistemas de control mecánicos los cua-

les usan vínculos mecánicos para transmitir

la posición del líquido, con el uso de flotado-

res, a las válvulas de drenaje, con lo cual se

alcanza un nivel de confiabilidad muy alto.29

instalar quemadoresCuando se cuenta con estaciones de com-

presión y centros de procesamiento no tripu-

lados las emisiones de gas natural y vapores

arrastrados provenientes de los equipos y

tanques de almacenamiento no son contro-

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 vo-

látiles, ácido sulfhídrico y otros gases conta-

minantes 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 con-

tengan demasiado azufre.

Dependiendo del tipo y tamaño de la fuen-

te de emisiones, así como de la composición

de los gases, en la cual se instale el quema-

dor, será la reducción de emisiones lograda.

La composición de los gases de cabezas de

pozos puede ser de 70 a 90% metano, mien-

tras que el de los vapores salientes de tanques

de crudo puede llegar a ser 50% de metano

únicamente.

Por razones de seguridad, los quemado-

res suelen instalarse en purgas depresión alta

o válvulas de liberación de presión por emer-

gencia, 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 pilotoAl 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

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

77

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 libe-

rados al ambiente los gases residuales (que

contienen metano, cov y otros gases conta-

minantes) sin ser quemados previamente.

La tecnología propuesta remplaza los pi-

lotos, ya sean intermitentes o continuos, con

chispas eléctricas, similares a las de las es-

tufas modernas, los cuales requieren de poca

energía eléctrica. Además de esto, los ope-

radores 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 apa-

gue la flama piloto. De acuerdo a los estudios

realizados por la epa, cuando se apagada fla-

ma la cantidad de metano venteado por pi-

loto 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 per-

dido serían 1.68 Mft3, además pueden haber

fugas provenientes de las válvulas de alivio

de emergencia y de las válvulas de purga.30

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. parámetro: Factor de emisión de cada componente

Valor: N kg/ hora/ componente (véase tabla siguiente)

fuente: Compendio api 2009

aneXO III: faCTOReS De emISIón paRa eL CáLCULO De emISIOneS

30 Environmental Protection Agency (epa), Natural

Gas star Program: Recommended Technologies and

Practices. Convert Pneumatics to Mechanical Con-

trols. Available at: http://www.epa.gov/gasstar/docu-

ments/installelectronicflareignition devices.pdf

faCTOReS De emISIón pOR COmpOnenTe31

a) Estación de compresión y transmisión

PRoGRaMa dE REdUcciÓn dE EMiSionES (naMa) En SiStEMaS dE PRocESaMiEnto Y tRanSPoRtE dE GaS natURal a tRaVéS dE la REdUcciÓn dE EMiSionES FUGitiVaS

78

Componenteen COmpReSOR 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

Válvulas de purga -- 4.24E-01

Juntas de cilindro de compresor 2.02E-02 --

sellos de empaque - Corriendo 1.77 --

sellos de empaque -Libres 2.59 --

Válvulas de compresor 8.39E-03 --

Válvulas de control -- 8.71E-03

Bridas 1.66E-03 6.54E-04

Válvulas de compuerta -- 1.25E-03

Válvulas de Cargador 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

Conectores de rosca 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

presión de gas combustible (482.6 a 689.5 kpa)

Válvulas de bola/ tapón 2.05E-04 1.04E-03

Válvulas de control -- 5.03E-03

31 Instituto Americano del Petróleo (api), “Compendium of greenhouse gas emis-

sions 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

79

b) Estación de transmisión y almacenamiento

Bridas -- 4.09E-04

Válvulas de combustible 5.64E-02 --

Válvulas de compuerta -- 8.79E-04

Líneas de duración indefinida (oel) -- 5.17E-03

Desfogues neumáticos -- 1.57E-01

Reguladores -- 8.24E-03

Conectores de rosca 2.47E-03 6.54E-04

Componentefactor de emisión, kg/

hr/componente

Válvulas de bloqueo 0.002140

Válvulas de control 0.01969

Conectores 0.0002732

sellos de compresor – alternativo 0.6616

sellos de compresor – centrífugo 0.8139

Válvulas liberadoras de presión 0.2795

Líneas de duración indefinida (oel) 0.08355

oel –sistema de purga de estación o de compresor

presurizado

0.9369

oel – despresurizado alternativo (comp. sistema

de purga)

2.347

oel – despresurizado centrífugo (comp. sistema

de purga)

0.7334

oEL – conjunto presurizado/ despresurizado

alternativo (comp. sistema de purga)

1.232

conjunto presurizado/ despresurizado centrifugal

(comp. sistema de purga)

0.7945

Medidor de orificio 0.003333

otros medidores de gas 0.000009060


80

c) Estación de distribución, medición/ regulación

Componentefactor de emisión, kg/hr/

componente

Válvulas 0.00111

Válvulas de control 0.01969

Conectores 0.00011

Válvulas liberadoras

de presión 0.01665

Líneas de duración indefinida (oel) 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 – Serviciofactor de emisión, kg/hr/

componente

Válvulas 2.81E-03

Conectores 8.18E-04

Válvulas de control 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

81

Los proponentes de proyecto pueden utilizar

el siguiente equipo para detectar, mas no para

cuantificar, fugas en los componentes:

Detectores electrónicos de gas: son peque-

ños detectores portátiles o dispositivos de

“olfateo” para detectar fugas físicas acce-

sibles. Estos detectores están equipados

con sensores de oxidación catalítica y con-

ductividad térmica diseñados para detec-

tar la presencia de gases específicos. Los

detectores electrónicos de gas pueden ser

usados en aperturas grandes que no pue-

den 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 ca-

paces 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 concentra-

ción de metano en el área que rodea a la

fuga física.

Detección acústica de la fuga utilizando

dispositivos portátiles diseñados para de-

tectar 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 incre-

mento en la intensidad de la señal al acer-

carse a ésta. A pesar de que los detecto-

res 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 ima-

gen del gas: Existen dos tipos generales de

estos instrumentos, los instrumentos acti-

vos y los pasivos. El tipo activo usa un rayo

láser que es reflejado por el fondo. La ate-

nuación del rayo al pasar por los hidrocar-

buros puede proveer la imagen óptica. El

tipo pasivo usa la iluminación del ambien-

te para detectar la diferencia de radiación

de calor de la nube de hidrocarburos. Los

instrumentos ópticos de proyección de ima-

gen 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 co-

múnmente para la medición de tasas de

flujo de emisiones fugitivas físicas. El com-

ponente que presenta la emisión fugitiva o

al menos la apertura es encerrado en una

bolsa o carpa sellada. Un gas portador iner-

te como el nitrógeno es transmitido a tra-

vés de la bolsa a una tasa de flujo conocida.

aneXO IV: eqUIpO De mOnITOReO


82

Cuando el gas portador llega a un equili-

brio, una muestra de gas es obtenida de la

bolsa y la concentración de metano en di-

cha muestra es medida. La tasa de flujo de

la fuente de emisiones fugitivas del com-

ponente se calcula de la tasa del flujo de

purga a través del embolsado y la concen-

tración 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)

wCH4,i i =Fracción de masa de metano

medida en el gas natural para el año

y (kg CH4 / kg gas).

Los tomadores de muestras de alto volu-

men o alto flujo (High volume/Hi-Flow

samplersTM ) capturan todas las emisiones

de un componente para cuantificar las ta-

sas de flujo de las emisiones fugitivas. El

instrumento succiona las emisiones fugiti-

vas al igual que una gran muestra de aire

alrededor de la fuente a través de una man-

guera de vacío. Los tomadores de mues-

tras de alto volumen están equipados con

detectores duales de hidrocarburos que

miden la concentración de gases hidrocar-

buros en la muestra capturada, al igual que

la concentración de gases hidrocarburos en

el ambiente. Las mediciones de la muestra

son corregidas con la concentración de ga-

ses hidrocarburos en el ambiente y la tasa

de emisiones fugitivas se calcula multipli-

cando la tasa de flujo de la muestra ana-

lizada por la diferencia entre la concentra-

ción 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 metano-

en-el-aire. Los tomadores de muestras de alto

volumen están equipados con accesorios es-

peciales diseñados para promover la captura

de todas las emisiones y prevenir interferen-

cia de otras fuentes de emisiones cercanas.32

Los sensores de hidrocarburos son utiliza-

dos para medir la concentración de salida

en la corriente de aire del sistema. El toma-

dor de muestras esencialmente hace medi-

ciones 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 cap-

32 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 com-

ponente 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 medi-

ciones del entorno y la muestra deben ser simultáneas.

83

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 asegu-

rarse de obtener un promedio representativo

del tiempo de llenado (mediciones proble-

máticas o incoherentes deben ser omitidas

y las pruebas deben ser repetidas hasta esta-

blecer un promedio representativo). se mide

la temperatura del gas para poder corregir

el volumen a condiciones estándar. Adicio-

nalmente, la composición del gas es medi-

da 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 cali-

bradas 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 × w

samplech 4,i × 3600/ t aver,i (6)

Donde:

FCH4,i=

La tasa de flujo de metano para la

fuente i del componente. (m³CH4/h)

Vbag =El volumen de las bolsas

calibradas utilizadas para la

medición (m³)

wsampleCH4,i =La concentración de metano en la

muestra de la fuente i (porcentaje

de volumen)

taver,i

Tiempo de llenado promedio de la

bolsa calibrada para la fuente de

emisiones fugitivas i (segundos)

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%

aneXO V: paRámeTROS a mOnITOReaR


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


Descripción:El tiempo (en horas) en que el componente en cuestión ha

generado emisiones fugitivas durante el año y.

Origen de los datos utilizados: Archivos de la planta







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.

Origen de los datos utilizados: -


existen):

En el momento de la medición de una fuente de emisiones

fugitivas.

85

Frecuencia de documentación: 100%

Proporción de datos monitoreados:

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


Descripción:El tiempo que el componente r del tipo i presentaría emisiones

fugitivas en condiciones línea base y sea elegible en el año y.

Origen de los datos utilizados: Archivos de la planta







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.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: -


86

Dato/parámetro: Tj,y


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.

Origen de los datos utilizados: Archivos de la planta.


existen):se reportaran las suspensiones temporales de operación.





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.

Origen de los datos utilizados: 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%.

Frecuencia de documentación: Periódicamente

87




serán aplicados:

-



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.

Origen de los datos utilizados: 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%.





serán aplicados:

-



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.

Origen de los datos utilizados: Medición directa.


existen):


88





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.

Origen de los datos utilizados: Medición directa


existen):



Procesos QA/QC (Garantía de calidad/

Control de calidad) que serán aplicados:-

ComentariosÚnicamente es aplicable en el caso de que la opción 2 para el


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.

Origen de los datos utilizados: 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.

Frecuencia de documentación: Anual


89



Comentarios:

Únicamente es aplicable en el caso de que la opción 2 para el


La tasa de flujo (FCH4,j) y el factor de conversión (ConvFactor)

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.





Comentarios:

Únicamente es aplicable en el caso de que la opción 2 para el


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.



90


existen):


los equipos de medición de tasa de flujo de la emisiones fugitivas.





serán aplicados:

-



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

91

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, agre-

gando una descripción del escenario existen-

te 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 nece-

sario repetir la descripción, basta con indi-

car que ambos escenarios son lo mismo.

En las secciones A.3, A.4 y A.5: Se debe-

rá definir la ubicación del proyecto utilizan-

do para ellos sus coordenadas específicas e

indicando el estado y municipio de la activi-

dad 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 metodo-

logía elaborada para esta nama.

Sección B.2: El programa avanzado de

detección de emisiones fugitivas estable-

cido 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 implementa-

ción de la actividad de proyecto.

Sección B.5: Resumen de la reducción

de emisiones esperada por la actividad de

proyecto.


92

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


93

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 in-

cluida 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, incluyen-

do la exactitud e información de calibra-

ción (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, bi-

tácoras, 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).

7. Información sobre factores de emisión,

valores por defecto del IPCC y otros valo-

res de referencia que sean utilizados en

el cálculo de reducción de emisiones.


94

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 ____________________________________ _________________________________________________________________________

95

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

A. Descripción general de la actividad de proyectoA.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.

B. Implementación de la actividad de proyectoB.1. Estado de implementación de la


C. Descripción del sistema de monitoreo

D. Datos y parámetrosD.1. Datos y parámetros determinados

en el registro y no monitoreados

durante el periodo de monitoreo,

incluyendo valores default y facto-

res.

D.1. Datos y parámetros monitoreados.

E. Cálculo de la reducción de emisionesE.1. Cálculo de emisiones de línea base

E.2. Cálculo de emisiones de la actividad

proyecto.

E.3. Cálculo de la reducción de emisio-

nes.

Anexo I. Información de contacto de los

proponentes de la actividad de proyecto.

Anexo II. Información adicional sobre el

monitoreo.

aneXO VII: pLanTILLa De RepORTe De mOnITOReO


96

Agregar en la sección A.1, la descripción

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 pro-

yecto (ejemplo: construcción, puesta

en marcha, períodos de operación, ins-

talación, etc.).

4. Total de las reducciones de emisiones

conseguidas durante el periodo.

En la sección A.2 se deberá agregar la infor-

mación del (los) proponente (s) del proyecto

(nombre de la entidad a la que representa,

dirección, nombre del representante autori-

zado, correo electrónico, fax, teléfono).

Agregar la ubicación de la actividad de

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 infor-

mación de contacto de la(s) persona(s)/enti-

dad(es) responsables de completar este re-

porte 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 _______________________________ ______________________________________________________________________

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

97

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 des-

cripción del estado de implementación y

operación del proyecto durante el periodo

de monitoreo actual. Esta descripción debe-

rá incluir los siguientes puntos:

1. Fecha de inicio de operación de la activi-

dad de proyecto.

2. La información respecto a la actual opera-

ción de la actividad de proyecto durante

este periodo de monitoreo.

3. Breve descripción de: (i) eventos o situa-

ciones ocurridos durante el período de mo-

nitoreo, que pudieran impactar en la apli-

cabilidad 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 __________________ ______________________________________________________________________


98

SeCCIón C. DeSCRIpCIón DeL SISTema De mOnITOReO

En esta sección se deberá incluir una des-

cripción general del sistema de monitoreo,

incluyendo los procedimientos de recolec-

ción de datos (flujo de información inclu-

yendo 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 mo-

nitoreo.

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 pará-

metros relevantes requeridos por la metodo-

logía aprobada y el plan de monitoreo; e in-

formación 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 (ex-

ante), y que son usados después del regis-

tro para la actividad de proyecto deberán

ser incluidos en la sección D.1. Para cada

parámetro se deberá proporcionar la si-

guiente 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 valo-

res del IPCC) que son confirmados ex-

post, el valor más reciente deberá ser

aplicado.

2. Descripción del equipo usado para el mo-

nitoreo de cada parámetro, incluyendo

detalles de la clase de exactitud, e infor-

mación 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 medi-

dos/calculados, especificando la fre-

cuencia de medición y archivo.

4. Fuente de los datos: registros diarios, bi-

tácoras, encuestas, etc.

5. En caso de ser relevante, incluir el méto-

do de cálculo del parámetro.

6. Los procedimientos QA/QC aplicados (se-

gún 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 reduc-

ciones 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 ______________ _____________________________________________________________________________

99

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).


100

SeCCIón e. CáLCULO De La ReDUCCIón De emISIOneS

En la sección E.1 se incluyen todas las fórmu-

las 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 inclu-

yen todas las fórmulas utilizadas y la des-

cripción 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 fórmu-

las usadas para calcular la reducción de

emisiones y el total de reducción de emi-

siones logradas durante el período de mo-

nitoreo.

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

101

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.


102

El presente documento puede ser utilizado

por las Entidades Designadas para la valida-

ción de proyectos para que puedan ser par-

te de la nama. Cada Entidad Designada po-

drá desarrollar su propia plantilla para la

verificación de proyectos, siempre y cuando

se cumpla al menos con los requisitos esta-

blecidos en este documento y con lo señala-

do en la metodología aplicable.

Instrucciones para completar el reporte de validación:

Título de la actividad

de proyecto

Versión

participante de la actividad

de proyecto

Páginas

Fecha de elaboración

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:

103

Contenido

A. InformaciónA.1. objetivo del reporte

A.2. Resumen y descripción de la actividad de proyecto

B. Proceso de validaciónB.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 validaciónC.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 validaciónE. 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.


104

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 en-

contrada y la conclusión.

105

SeCCIón C. CUeSTIOnamIenTOS en La eTapa De VaLIDaCIón

C.1. Documento de diseño _______________________________________________ ______________________________________________________________________

Identifique, discuta y justifique las conclusiones respecto a:

Tipo de tecnología a usar

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

Cuantificación de las emisiones de la actividad de proyecto

Total de emisiones reducidas


106

C.2.5. Plan de implementación _________________________________________ ________________________________________________________________________

Descripción detallada del plan de implementación.

C.2.6. Plan de monitoreo ____________________________________________ ______________________________________________________________________


Datos y parámetros disponibles durante la validación

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 solici-

tudes 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)

Descripción del hallazgo 1a evaluaciónDescripción 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

107

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

Descripción del hallazgo 2a evaluación Sólo en caso de que sea necesario

Aclaración o acción correctiva 2a

evaluación

Sólo en caso de que sea necesario

2a Evaluación Sólo en caso de que sea necesario

Fecha de cierre de hallazgo DD/MM/AAAA

(Las tablas de hallazgos se pueden replicar cuantas veces sea necesario).

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:

aneXO IX: pLanTILLa DeL RepORTe De VeRIfICaCIón

El presente documento puede ser utilizado por

las Entidades Designadas (ed) para la Verifica-

ción 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 proyec-

to, siempre y cuando se cumpla al menos con

los requisitos establecidos en este documento y

con lo señalado en la metodología aplicable.


108

Versión del documento:

Fecha de terminación del

documento:

Periodo monitoreado:

Contenido

A. Información del proyectoA.1. objetivo del reporte

A.2. Resumen de la actividad de proyecto

A.3. Desarrollador de la actividad de pro-

yecto

A.4. otras entidades involucradas

en la actividad de proyecto

B. Proceso de verificaciónB.1. Revisión de la documentación

B.2. Entrevistas

C. hallazgos de la verificaciónC.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

E. AnexosE.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.

109

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 emi-

siones, 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 emi-

siones. Describir por qué estas fuentes son consideradas apropiadas.


110

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 for-

mar 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 tco2

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 so-

licitudes 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.

111

HaLLazgO # 1

CLASIFICACIóN DEL hALLAzGO: (SAC, CL, SAF)

Descripción del hallazgo 1a evaluaciónDescripción 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

Descripción del hallazgo 2a evaluación sólo en caso de que sea necesario

Aclaración o acción correctiva 2a evaluación sólo en caso de que sea necesario

2a Evaluación sólo en caso de que sea necesario

Fecha de cierre de hallazgo DD/MM/AAAA

(Las tablas de hallazgos se pueden replicar cuantas veces sea necesario).


112

113

“Compilation of information on nationally appro-

priate mitigation actions to be implemented

by Parties not included in Annex I to the Con-

vention”, unfccc Framework Convention on

Climate Change, 18 de marzo 2011 [en línea],

p. 31. Disponible en: http://unfccc.int/resource

/docs/2011/awglca14/eng/inf01.pdf [acceso

07/02/2013].

Canadian association of petroleum producers (CAPP),

Best management practice: Management of

Fugitive Emissions at Upstream Oil and Gas

Facilities, enero de 2007, pp. 3-12 y 25-33.

Disponible en: http://www.capp.ca/getdoc.aspx

?DocId=116116&DT=PDF [acceso 02/07/2013].

CnH, Reporte de Producción de Gas Natural en

México (noviembre de 2012), http://www.

cnh.gob.mx/_docs/Reportes_IH/Reporte_

de_Gas_Nov_12.pdf [acceso 07/02/2013].

Diario Oficial de la federación, DoF 06/06/2012:

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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.

agRaDeCImIenTOS

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PEMEXIgnacio Arroyo KuribreñaGerente de Finanzas de Carbono

[email protected]

paulina Serrano TrespalaciosSubgerente de Finanzas de Carbono

[email protected] +52 55 19449471

PRoSPERitY FUnd in MEXicoprogrammes Office British [email protected] +52 55 1670 3200

co2 SolUtionSAlfonso Lanseros ValdésPresidente

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project [email protected] +52 81 82 20 90 80

programa de reducciÓn de emisiones (nama) en

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