IPIECA

International Petroleum Industry Environmental Conservation AssociationInternational Association of Oil and Gas Producers American Petroleum Institute

Diciembre 2003

Directrices de la industriapetrolera para la notificaciónde emisiones de gases deefecto invernadero

Prepared by

Producido en asociación con ASOCIACION REGIONAL DE EMPRESAS DE PETROLEOY GAS NATURAL EN LATINOAMERICA Y EL CARIBE

International Petroleum Industry Environmental Conservation Association

International Petroleum Industry Environmental Conservation Association (IPIECA) está formadapor empresas y asociaciones de petróleo y gas de todo el mundo. Fundada en 1974 luego de lacreación del Programa de Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA), IPIECA es elprincipal canal de comunicación de la industria de petróleo y gas con Naciones Unidas. IPIECA es laúnica asociación global que representa a la industria en asuntos claves incluyendo: preparación yrespuesta ante derrames de hidrocarburos; cambio climático global; salud; calidad de combustibles;biodiversidad; y responsabilidad social.

A través de su Foro de Evaluación de Asuntos Estratégicos, IPIECA también asiste a sus miembrosa identificar nuevos asuntos globales y evalúa su posible impacto en la industria de petróleo y gas. Elprograma de IPIECA considera totalmente los desarrollos internacionales en estos asuntos globales,sirviendo como un foro de análisis y cooperación vinculando a organizaciones internacionales y dela industria.

5th Floor, 209–215 Blackfriars Road, London SE1 8NL, United KingdomTel: +44 (0)20 7633 2388 Fax: +44 (0)20 7633 2389

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International Association of Oil & Gas Producers

International Association of Oil & Gas Producers (OGP) representa al sector upstream de la industriade petróleo y gas ante organizaciones internacionales incluyendo la Organización MarítimaInternacional, los Convenios de Mares Regionales del Programa de Naciones Unidas para el MedioAmbiente (PNUMA) y otros grupos del ámbito de NNUU. A nivel regional, OGP es el representantede la industria en la Comisión y el Parlamento Europeos y en la Comisión OSPAR para el AtlánticoNororiental. Igualmente importante es la función de la OGP en la promulgación de mejores prácticas,en particular en las áreas de salud, seguridad industrial, medio ambiente y responsabilidad social.

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American Petroleum Institute

El American Petroleum Institute (API) es la principal asociación empresarial de los Estados Unidos querepresenta a la industria de petróleo y gas natural, y la única que representa todos los segmentos de laindustria. La membresía de API, que representa una de las industrias más tecnológicamente avanzadasdel mundo, engloba a más de 400 corporaciones vinculadas en todos los aspectos de la industria depetróleo y gas, incluyendo exploración y producción, refinación y mercadeo, transporte marino y porductos así como empresas de servicios y suministros para la industria de petróleo y gas natural.

Las oficinas centrales del API están en Washington, D.C. y tiene oficinas en 27 capitales de Estadoy representa a sus miembros en asuntos estatales en 33 Estados. El API provee un foro para todoslos segmentos de la industria de petróleo y gas natural para alcanzar los objetivos de políticaspúblicas y formular los intereses de la industria. API desarrolla investigaciones científicas, técnicas yeconómicas detalladas para asistir en el desarrollo de sus puntos de vista, y desarrolla estándares yprogramas de certificación de calidad que se utilizan en todo el mundo. Siendo un importanteinstituto de investigación, el API apoya, por medio de la investigación científica, técnica yeconómica, estos puntos de vista sobre políticas públicas.

1220 L Street NW, Washington DC, 20005-4070 USATel: +1 202 682 8000 Internet: www.api.org

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InternationalAssoc iat ionof Oil & GasP r o d u c e r sformerly E&P Forum

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© IPIECA 2003. Quedan reservados todos los derechos. Ninguna parte de esta publicación puede reproducirse,almacenarse en un sistema recuperable o transmitirse de cualquier forma o mediante cualquier medio electrónico,mecánico, fotocopia o grabación, o de cualquier otro tipo, sin el consentimiento previo de IPIECA

Las fotografías en la tapa, de izquierda a derecha, son cortesía de: Marathon Oil Company, Digital StockCorporation; ConocoPhillips; BP p.l.c.

Tabla de Contenido

AGRADECIMIENTOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .iii

1. INTRODUCCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1-1

2. PRINCIPIOS DE CONTABILIDAD Y NOTIFICACIÓN DE GEI DE LA INDUSTRIADEL PETRÓLEO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2-1

2.1. PERTINENCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2-22.2. INTEGRIDAD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2-22.3. CONCORDANCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2-32.4. TRANSPARENCIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2-32.5. EXACTITUD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2-3

3. ESTABLECIMIENTO DE LOS LÍMITES PARA LA NOTIFICACIÓN DE EMISIONES DE GEI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3-1

3.1. ESTABLECIMIENTO DE LÍMITES INSTITUCIONALES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3-23.2. ESTABLECIMIENTO DE LÍMITES INSTITUCIONALES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3-11

3.2.1. Contabilidad de emisiones directas de GEI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3-113.2.2. Contabilidad de emisiones indirectas de GEI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3-12

4. CREACIÓN DE UN INVENTARIO PARA CONTROLAR EL CUMPLIMIENTO . . . . . . . . . . . .4-14.1. ESTABLECIMIENTO DE EMISIONES EN AL AÑO BASE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4-14.2. AJUSTE DE EMISIONES EN EL AÑO BASE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4-24.3. MONITOREO DEL CUMPLIMIENTO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4-5

5. DETERMINACIÓN DE LAS EMISIONES DE GEI DE LA INDUSTRIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5-15.1. GASES DE EFECTO INVERNADERO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5-1

5.1.1. Gases de efecto invernadero de la industria del petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5-25.1.2. Potencial de calentamiento global de los gases de efecto invernadero . . . . . . . . .5-3

5.2. FUENTES DE EMISIONES DE GASES DE EFECTO INVERNADERO EN LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO . . . .5-6

6. EVALUACIÓN DE LAS EMISIONES DE GEI DE LA INDUSTRIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6-16.1. EVALUACIÓN DE LAS EMISIONES DE GEI PROVENIENTES DE LAS OPERACIONES ‘UPSTREAM’ . . . . . .6-36.2. EVALUACIÓN DE LAS EMISIONES DE GEI DE REFINACIÓN DE PETRÓLEO Y PETROQUÍMICOS . . . . . . .6-56.3. IMPORTANCIA RELATIVA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6-7

7. NOTIFICACIÓN DE EMISIONES DE GEI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7-17.1. SUMA DE DATOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7-2

7.1.1. Suma por límites operativos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7-27.1.2. Suma de emisiones a lo largo de otras dimensiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7-5

7.2. NORMALIZACIÓN DE DATOS SOBRE EMISIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7-7

8. PROCESOS DE GARANTÍA DE INVENTARIOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8-18.1. SISTEMAS DE GESTIÓN DE INVENTARIOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8-1

8.1.1. Implementación de sistemas de gestión de calidad de inventarios . . . . . . . . . . . . .8-38.2. VERIFICACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8-6

8.2.1. Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8-78.2.2. El concepto de importancia relativa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8-88.2.3. Establecimiento de los parámetros de verificación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8-98.2.4. Selección del verificador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8-108.2.5. Preparación para una verificación de GEI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8-108.2.6. Uso de los resultados de la verificación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8-11

9. REFERENCIAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9-1

APÉNDICE A. GLOSARIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .A-1

APÉNDICE B. VÍNCULOS ENTRE LAS DIRECTRICES Y EL COMPENDIO . . . . . . . . . . . . . . . . .B-1

i

Lista de Tablas

Tabla 3-1. Contabilidad de participación en el capital de emisiones de GEI para inversiones inversiones corrientes de la industria del petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3-7

Tabla 3-2. Holland Industries—Estructura institucional y contabilidad de emisiones de GEI . . .3-10Tabla 5-1. Potenciales de calentamiento mundial para 100 años recomendados

por el segundo informe de evaluación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5-4Tabla 5-2. Potenciales de calentamiento mundial para 100 años revisados pero

no recomendados del tercer informe de evaluación del IPCC (2001) . . . . . . . . . . . .5-5Tabla 6-1. Niveles de exploración y producción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6-3Tabla 6-2. Niveles de refinación de petróleo y productos petroquímicos . . . . . . . . . . . . . . . . . .6-6Tabla 7-1. Notificación preliminar de emisiones de GEI del API Subsectores para

‘benchmarking’ de la industria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7-6Tabla 7-2. Índices preliminares de producción del API para la notificación de emisiones

de GEI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7-9Tabla 8-1. Medidas de gestión de calidad genéricas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8-4Tabla B-1. Vínculos con niveles de exploración y producción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .B-1Tabla B-2. Vínculos con niveles de refinación de petróleo y productos . . . . . . . . . . . . . . . . . . .B-5

Lista de Figuras

Figura 3-1. Asignación de emisiones de APC para contabilidad de participación en el capital . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3-9

Figura 7-1. Suma de emisiones a lo largo de los límites operativos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7-4

ii

Agradecimientos

Estas Directrices son el trabajo producto de la Comisión Conjunta de la Industria sobreDirectrices de Notificación sobre Gases de Efecto Invernadero (GEI). La Comisión fueconvocada bajo los auspicios del Grupo de Trabajo de Cambio Climático de laInternational Petroleum Industry Environmental Conservation Association (IPIECA), encolaboración con el American Petroleum Institute (API) y la International Association ofOil and Gas Producers (OGP).

La Comisión Conjunta de la Industria formó un Comité de Redacción para preparar lasDirectrices. Este comité está integrado por:

Christopher Loreti BattelleMike McMahon BPSusann Nordrum ChevronTexacoKarin Ritter APIGertjan Roseboom ShellTheresa Takacs ExxonMobil

Mike McMahon de BP presidió el Comité de Redacción. Christopher Loreti de Battelletuvo a su cargo la elaboración de las Directrices.

En la elaboración de estas Directrices, el Comité de Redacción trabajó bajo la dirección deun Grupo Directivo integrado por Bill Boyle (BP), John Campbell (OGP), Brian Flannery(ExxonMobil), Bob Greco (API) y Richard Sykes (Shell). El Grupo Directivo hizo aportessobre temas de política relacionados con las Directrices.

Gran parte del material contenido en estas Directrices proviene de la Greenhouse GasProtocol Initiative, un esfuerzo multiparticipativo del World Business Council forSustainable Development (WBCSD) y el World Resources Institute (WRI). Material tantode la primera edición del The Greenhouse Gas Protocol: a corporate accounting andreporting standard (WRI/WBCSD, 2001) y borradores de capítulos seleccionados de laversión revisada—The Greenhouse Gas Protocol: a corporate accounting and reportingstandard, revised edition (WRI/WBCSD, 2004) se usaron directamente o se adoptaron parasu inclusión1. La Comisión de Redacción desea agradecer la generosidad y cooperación delWRI y del WBSCD por facilitar las versiones original y revisada del Protocolo GEI ypermitir la incorporación de material de los mismos en las presentes Directrices.

iii

1 Para mayor brevedad, estos documentos se denominan el Protocolo original o revisado o el Protocolo GEIdentro de estas Directrices.

iv

1. Introducción

Antecedentes

A medida que la notificación sobre las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) se hadifundido, ha comenzado a verse la necesidad de orientación sobre la forma en que se debencontabilizar e notificar las emisiones. Los actuales enfoques varían entre los pocos programasgubernamentales obligatorios de notificación de GEI que existen. Las empresas se diferencianen la forma en que voluntariamente notifican sus datos sobre emisiones. Esta variabilidad deenfoques se ha traducido en una falta de posibilidad de comparar las emisiones de GEIinformadas de empresa a empresa dentro de determinados sectores industriales, así como unafalta de posibilidad de comparar los resultados de un programa de notificación a otro.

La industria del petróleo ha reconocido la necesidad de orientación con respecto a lacontabilidad y notificación, que se centre especialmente en sus operaciones. Para ayudar asatisfacer esta necesidad, las empresas miembro—a través del American PetroleumInstitute—publicó el Compendium of Greenhouse Gas Emissions EstimationMethodologies for the Oil and Gas Industry en abril de 2001 (denominado a continuaciónel Compendio). Estas Directrices fueron, entonces, elaboradas para satisfacer la necesidadde la industria de contar con orientación que se centrara, especialmente, en la contabilidady notificación de emisiones de GEI en las instalaciones a nivel de la empresa.

La International Petroleum Industry Environmental Conservation Association (IPIECA), elAmerican Petroleum Institute (API) y la International Association of Oil and GasProducers (OGP) iniciaron en forma conjunta la elaboración de estas Directrices parapromover prácticas creíbles, concordantes y confiables de contabilidad y notificación deGEI de las operaciones de petróleo y de gas. Para lograr la máxima aceptación y hacer elmáximo uso de esta Directrices, las mismas fueron elaboradas con la amplia participaciónde los operadores de petróleo, incluso los que ya hacen un seguimiento de las emisiones deGEI de sus operaciones. Para apoyar el objetivo de lograr una amplia aceptación, lasDirectrices han sido concebidas para lograr un equilibrio entre flexibilidad y eficacia enfunción de los costos en la contabilidad y la notificación, y la necesidad de consistencia yexactitud en los resultados informados.

La elaboración de estas Directrices prosiguió en reconocimiento del amplio abanico deorientación existente y en desarrollo sobre la contabilidad y la notificación sobre GEI.Como parte del esfuerzo internacional de dotar de mayor coherencia a la notificación deGEI de las empresas, se elaboró el Protocolo GEI original (WRI/WBCSD, 2001) como unesfuerzo multiparticipativo del WBCSD y del WRI. El Protocolo fue consideradominuciosamente en su forma original y revisada para la redacción de estas Directrices, ylas Directrices se basan en él. Efectivamente, gran parte del material de estas Directrices,particularmente lo que hace referencia a los temas generales de contabilidad y notificación,fue tomado del Protocolo GEI original o revisado—ya sea directamente o conmodificaciones menores. Como el Protocolo GEI no se centra expresamente en la industriadel petróleo, las mejores prácticas del mismo han sido complementadas con orientación

1-1

respecto de la industria del petróleo. Las Directrices han sido elaboradas con la finalidadde agregarse al Protocolo GEI y a otras pautas existentes para servir de modelo paraprogramas de notificación, en desarrollo y futuros, que afectan la industria del petróleo.

Objetivo

El objetivo de estas Directrices es promover la concordancia en la contabilidad ynotificación de emisiones de GEI en la industria del petróleo. Si bien se espera que unamayor concordancia permitirá una mayor posibilidad de comparación de la informaciónsobre emisiones notificada por las empresas de la industria del petróleo, estas directricesno tienen por finalidad servir de ‘benchmarking’ para la industria. Los niveles deemisiones de gases de efecto invernadero derivadas de las operaciones de la industriadependen, en gran medida, de la naturaleza de dichas operaciones—ya sean el crudoprocesado y los productos producidos por una refinería de petróleo o la geología de losdepósitos de los que se obtienen el crudo y el gas. Por esta razón, los resultados obtenidospor la aplicación de estas Directrices no deben tomarse como medida de la eficienciainherente de emisiones de GEI de las empresas de la industria del petróleo.

Como lo indica el nombre, el objetivo de las Directrices es ofrecer orientación más que fijarnormas. Las empresas difieren en las experiencias que tienen en la contabilidad ynotificación de emisiones de GEI. Aquellas para las que el proceso es más nuevo necesitaráncierto tiempo para implementar las recomendaciones incluidas en el presente documento. Noobstante, pueden usar el mismo para comprender las implicancias de las decisiones queadopten y para ayudarlas a fijar su orden de prelación para establecer sus inventarios.

Alcance

El inventario de emisiones de GEI que hacen las empresas se realiza, normalmente, comouna actividad ‘no profesional’, añadiendo emisiones de fuentes individuales (o emisiones delconsumo total de cada tipo de combustible) en una instalación para crear un inventario queabarque todas las instalaciones, sumando emisiones de instalaciones particulares entre lasunidades comerciales de la empresa y añadiendo las unidades comerciales para crear uninventario de la empresa. Estas Directrices enfocan la contabilidad de emisiones a nivel dela instalación y la suma y notificación de los resultados a nivel de la empresa. No describenmétodos de estimación de emisiones para cada fuente, tema que es tratado en el Compendio.

Estas Directrices han sido elaboradas como un complemento del Compendio. Si bien elCompendio se centra en las metodologías de estimación de emisiones de GEI para fuentes dela industria (cómo calcular las emisiones), las Directrices abordan, fundamentalmente, laspreguntas sobre contabilidad y notificación de GEI que enfrenta la industria (cómo notificarlas emisiones). Juntos, las Directrices y el Compendio ofrecen un conjunto global deorientaciones para la estimación, contabilidad y notificación de emisiones de GEI de laindustria del petróleo. En un contexto más amplio de notificación de la empresa, estasDirectrices sirven asimismo como complemento del Compendium of Sustainability ReportingPractices and Trends for the Oil and Gas Industry de IPIECA y API (IPIECA, 2003).

1-2

Al planificar la consolidación de datos de GEI es importante distinguir entre contabilidadde GEI y notificación de GEI. La contabilidad de GEI se refiere al reconocimiento yconsolidación de emisiones de GEI provenientes de las operaciones en que una compañíamatriz tiene participación y a articular la información a operaciones específicas, sitios,lugares geográficos, procesos comerciales y propietarios. La notificación de GEI se refierea la presentación de los datos de GEI en formatos adaptados a las necesidades de losdiferentes usos de los informes.

Muchas empresas tienen objetivos múltiples para la notificación de GEI, inclusonotificación oficial al gobierno, programas de comercialización de emisiones y notificaciónpública. Una consideración fundamental al crear un sistema de contabilidad de GEI es, porconsiguiente, asegurar que el sistema es capaz de cumplir múltiples requisitos denotificación. Asegurar que los datos son recopilados y registrados a un nivelsuficientemente desagregado y capaz de ser consolidados en diversas formas ofrecerámáxima flexibilidad a las empresas para cumplir múltiples requisitos de notificación.

Como aclara el material de estas Directrices, las empresas enfrentan una variedad deopciones sobre la forma en que contabilizan e notifican las emisiones desde la instalaciónal nivel de la empresa. El método que adopten dependerá del uso a que está destinada lanotificación. La notificación de emisiones de una instalación individual como parte de unprograma reglamentario se limitará, normalmente, a las emisiones directas que seproduzcan en el lugar de la instalación, y posiblemente a solo emisiones de fuentes quesuperen un umbral de volumen particular. Las emisiones se notificarían para la instalacióncomo un total, sin tener en cuenta cómo las emisiones pueden ser asignadas entre lospropietarios. Las normas para notificación de estas emisiones se determinarán por mediodel programa especial de notificación. Podrán o no corresponder a la práctica general de laindustria para notificación de emisiones de la empresa o a la forma en que la empresa queposee la instalación realiza su contabilidad y notificación empresariales. Al considerar elamplio alcance de estas Directrices, es importante tener presente que en muchos casos ladirectriz que contiene está adaptada a determinados objetivos de notificación y no se aplicanecesariamente a todas las finalidades.

El material de estas Directrices está organizado en siete capítulos:

● Principios de contabilidad y notificación de GEI de la industria del petróleo● Establecimiento de los límites para la notificación de emisiones de GEI● Creación de un inventario para controlar el cumplimiento● Determinación de las emisiones de GEI de la industria● Evaluación de las emisiones de GEI de la industria● Notificación de emisiones de GEI● Procesos de garantía de inventarios

A estos capítulos sigue una lista de referencias empleadas en la elaboración de lasDirectrices. Como apéndice se ofrecen un glosario y tablas que relacionan la directrizsobre estimación de emisiones en el Capítulo 6 con el Compendio.

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El Capítulo 2 describe los principios globales expresados en las Directrices para lacontabilidad y notificación de emisiones de GEI de la industria En tal carácter, sirve comobase para la orientación incluida en el resto de este informe.

El Capítulo 3 ofrece orientación sobre el establecimiento de límites para la notificación deemisiones de GEI por parte de las empresas de la industria del petróleo. Debido a que estaes un área en que las empresas (y los programas de notificación) frecuentemente difieren,las Directrices ponen énfasis en métodos para promover la concordancia. Además, seofrece orientación sobre la contabilidad de emisiones derivada de relaciones operativascomunes en la industria del petróleo, como los acuerdos de producción compartida, peroque no son, generalmente, abordados en la orientación general sobre contabilidad deemisiones de GEI.

El Capítulo 4 describe cómo crear un inventario para controlar el cumplimiento en eltiempo. Ofrece orientación sobre la elección de un año o años base para las emisiones.Más importante aún, incluye orientación sobre cuándo y cómo ajustar las emisiones en elaño base para cambiar en el tiempo, de modo que se puede hacer un seguimiento delcumplimiento en forma sistemática. Describe igualmente diferentes modos en que laempresas de la industria del petróleo pueden hacer un seguimiento de su cumplimiento.

El Capítulo 5 ofrece orientación sobre la identificación de las emisiones de GEI de laindustria, tanto en función de los tipos de gases emitidos como de las fuentes de lasemisiones. El Capítulo 6 comprende la cuantificación de las emisiones. Gran parte de laorientación en estos dos capítulos es de índole general, ya que no es la finalidad de estasDirectrices duplicar el material del Compendio, que incluye orientación detallada sobreestos temas. La orientación que ofrece el Capítulo 6 se centra en la cuantificación de lasemisiones para determinados tipos de instalaciones de la industria del petróleo, más quefuentes individuales. El Capítulo 6 también incluye un análisis sobre la evaluación de laimportancia relativa de las fuentes de las emisiones.

El Capítulo 7 describe los procesos para la notificación de emisiones de GEI. Lasempresas suman las emisiones de GEI para diferentes finalidades, incluso por unidadcomercial, por subsector industrial, para instalaciones particulares y regiones geográficasespecíficas. Se ofrece orientación sobre métodos concordantes de modo de promover laposibilidad de comparación entre empresas, permitiendo a su vez la diversidad de lasdiferentes actividades dentro de la industria. Parte del Capítulo 7 está dedicado alproblema de la normalización, ofreciendo orientación para permitir comparar mejor lasemisiones entre las empresas de diferentes tamaños que operan en diferentes subsectoresde la industria.

El Capítulo 8 enfoca los procesos de garantía de los inventarios. Ofrece orientación sobrela forma en que las empresas pueden usar los recursos y programas internos, así comopartes externas, para dar garantías y mejorar sus procesos de confección de inventarios. Seanalizan los diferentes tipos de procesos de garantía y sus usos.

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2. Principios de contabilidad y notificación de GEI de la industria del petróleo

A menudo, las empresas adoptan o establecen conjuntos de principios que sirven de basepara la presentación de su información ambiental. Los principios de contabilidad ynotificación de GEI para la industria del petróleo que se enumeran a continuación se basanen el capítulo sobre principios del Protocolo GEI revisado (WRI/WBCSD, 2004). Lasdescripciones de estos principios a continuación se basan en las dadas en el Protocolorevisado.

Los principios de contabilidad de GEI generalmente aceptados, al igual que los decontabilidad financiera, tiene por finalidad sustentar la contabilidad y notificación de GEIpara asegurar que:

● La información presentada representa un informe fiel, verdadero e imparcial de lasemisiones de GEI de una organización, y

● La información presentada es verosímil y objetiva en el tratamiento y presentaciónde los temas.

La contabilidad y notificación de GEI está evolucionando y es nueva para muchos. Losprincipios escritos en este capítulo son el resultado de un proceso de colaboración quecomprendió una amplia gama de disciplinas técnicas, ambientales y contables.

La contabilidad y notificación de GEI debe basarse en los siguientes principios:

Pertinencia—Definir los límites que reflejen adecuadamente las emisiones de GEI de lasorganizaciones y las necesidades de toma de decisiones de los usuarios.

Integridad—Contabilizar todas las fuentes de actividades y emisiones de GEI dentro delos límites institucionales y operativos elegidos. Documentar y justificar cualquierexclusión especial. Se debe establecer y justificar cualquier exclusión especial.

Concordancia—Usar metodologías y mediciones concordantes para permitir lacomparación válida de emisiones en el tiempo. Documentar en forma transparentecualquier cambio de los datos, métodos y cualquier otro factor en la serie temporal.

Transparencia—Abordar todos los temas pertinentes de una manera objetiva y coherente,sobre la base de una clara referencia de auditoría. Divulgar hipótesis y hacer referenciasapropiadas a las metodologías de cálculo y fuentes de datos usadas.

Exactitud—Asegurar que las estimaciones de emisiones de GEI no son sistemáticamenteni superiores ni inferiores a emisiones verdaderas, dentro de lo que se puede estimar, y quelas incertidumbres se cuantifican y reducen lo más que sea factible. Asegurar que se lograsuficiente exactitud para permitir a los usuarios adoptar decisiones con razonable garantíaen cuanto a la integridad de la información sobre GEI presentada.

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2.1 Pertinencia

Es importante que el informe sobre GEI de una organización sea pertinente. Esto significaque contiene la información que los usuarios del informe—tanto dentro como fuera de laorganización—consideran importante y necesitan para la toma de sus decisiones. El factoroportunidad es un componente de la pertinencia, ya que si la información es presentadadespués del momento en que puede influir sobre las decisiones, deja de ser pertinente.

La selección de los límites de la notificación de emisiones de GEI es un aspectoimportante de la pertinencia. Los límites de la contabilidad y notificación deben reflejaradecuadamente las emisiones de GEI de la organización. La elección de los límitesapropiados depende de las características de la organización, del objetivo a que estédestinada la información sobre GEI y de las necesidades de los usuarios. Al elegir dichoslímites se requiere considerar un número de diferentes factores, tales como:

● Estructuras institucionales—licencias de funcionamiento, propiedad, convenioslegales, ‘joint ventures’, límites financieros y/o de tributación, etc.

● Límites operativos—actividades en el lugar y fuera del lugar, procesos, servicios yefectos.

● El contexto comercial—naturaleza de las actividades, lugares geográficos,sector(es) de la industria, objetivos de la información, usuarios de la información.

● Exclusiones o inclusiones especiales, que deben ser indicadas en forma transparentey fundamentadas.

Los límites deben representar la esencia y la realidad económica de la empresa y nomeramente su forma jurídica.

2.2 Integridad

Deben notificarse todas las emisiones dentro de los limites institucionales y operativoselegidos que son de importancia para los usuarios para permitir que se evalúen lasemisiones de la organización notificante. En la práctica, la falta de datos o el costo derecopilar datos puede ser un factor limitante en la integridad del inventario. Para los casosen que no se han estimado las emisiones, o se han estimado en un nivel insuficiente decalidad como para ser incluidas, deben documentarse y justificarse en forma transparentelos efectos potenciales y la pertinencia de la exclusión.

El principio de integridad no debe confundirse con la disposición de la orientación sobreniveles insignificantes de notificación ni considerarse que está en contradicción con lamisma. En algunas ocasiones, se define explícitamente un umbral de contabilidad deemisiones mínimas (a menudo denominado umbral de importancia relativa), estableciendoque una fuente que no supere determinado volumen puede omitirse del inventario.Técnicamente, dicho umbral es simplemente una tendencia negativa predefinida y aceptadaen las estimaciones (es decir, una subestimación). En la práctica, todas las organizacionesque notifican emisiones de GEI adoptan un umbral de importancia relativa, ya sea explícita

2-2

o implícitamente, debido a la gama extremadamente amplia en la magnitud de emisionesde GEI de sus diversas actividades. En tanto los usuarios de la información presentada noconsideren substancial la totalidad de las emisiones que no se notifican, no debeconsiderarse que ello viola el principio de integridad.

2.3 Concordancia

Los usuarios de la información sobre GEI querrán hacer un seguimiento y comparar lainformación sobre emisiones de GEI en el tiempo a los efectos de determinar tendencias yde evaluar el cumplimiento de la organización notificante. La aplicación consecuente dedefiniciones límite, prácticas contable y metodologías de cálculo en el tiempo es esencialpara obtener datos comparables de emisiones de GEI. La información sobre GEI paratodas las instalaciones dentro de un límite de notificación de una organización debecompilarse de modo que asegure que la totalidad de la información es concordanteinternamente y concordante en el tiempo. En caso de existir cambios en el alcance,métodos, datos o cualquier otro factor que afecte las estimaciones de las emisiones, lasmismas deben documentarse y justificarse en forma transparente.

2.4 Transparencia

La transparencia se refiere al grado en que se divulga la información sobre los procesos,procedimientos, hipótesis y limitaciones del inventario de GEI. La información debepresentarse de forma clara, comprensible, objetiva, neutral y coherente. Debedocumentarse en forma transparente cualquier cambio de los datos, métodos u otrosfactores que afecten una serie temporal de las emisiones notificadas. Deben incluirse conel informe el proceso y los resultados de auditorías internas o revisiones externas deterceros. Un informe ‘transparente’ ofrecerá una clara comprensión de los temas en elcontexto de la notificación de la empresa y una evaluación válida del cumplimiento.

Con el fin de promover una revisión independiente, el proceso del inventario debe basarseen documentación y archivos claros y completos (es decir, una referencia de auditoría). Lainformación debe registrarse, compilarse y analizarse de modo que permita a los revisoresinternos y verificadores externos dar fe de su veracidad. Debe proporcionarse suficienteinformación para asegurar que un tercero puede obtener los mismos resultados si se lesuministran los mismos datos de partida. Una verificación externa independiente es unabuena forma de aumentar la transparencia y determinar que se ha establecido unareferencia apropiada de auditoría y proporcionado la documentación.

2.5 Exactitud

Los datos deben ser lo suficientemente exactos y precisos para permitir a los usuarios a losque están destinados los mismos adoptar decisiones con razonable garantía en cuanto a laveracidad de la información sobre GEI presentada. Debido a que los usos a los que estándestinados los datos del inventario varían, también variará el nivel necesario de exactitud.Las organizaciones deben asegurar que las mediciones, estimaciones o cálculos de GEI no

2-3

están sistemáticamente ni por encima ni por debajo del valor verdadero de emisiones,dentro de lo que se puede estimar, reconociendo al mismo tiempo la necesidad deequilibrar la eficacia en función del costo, de obtener estimaciones exactas de emisionescon el uso previsto para la información sobre emisiones. Las incertidumbres en loscálculos de GEI deben reducirse tanto como sea factible, sobre la base de los datosdisponibles para hacer los cálculos2. Como medio de promover la credibilidad en lasemisiones informadas, las organizaciones deben notificar con respecto a las medidas queadoptan para asegurar la exactitud en el proceso de estimación de emisiones.

2-4

2 El Panel Intergubernamental de Cambio Climático y la U.S. EPA han elaborado orientación sobre laevaluación de incertidumbres en los inventarios de emisiones de GEI, centrándose en inventarios nacionales.Una fuente de información sobre la evaluación de incertidumbres en los inventarios empresariales de GEI esla sección de orientación y la hoja de trabajo respectiva incluida entre las herramientas de cálculo de laGreenhouse Gas Protocol Initiative; véase www.ghgprotocol.org/standard/tools.htm.

3. Establecimiento de los límites para la notificación de emisiones de GEI

La industria del petróleo abarca una amplia variedad de operaciones, que van desde eldescubrimiento y producción de petróleo y gas, al suministro de productos de petróleo alos consumidores. Tradicionalmente, las empresas petroleras dividen estas operaciones endiferentes actividades, más comúnmente:

● Operaciones ‘upstream’—la exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas● Operaciones ‘downstream’—la refinación, procesamiento, distribución y

comercialización de productos derivados del petróleo y gas, inclusive estaciones deservicio

● Productos químicos—la fabricación, distribución y comercialización de productosquímicos derivados del petróleo y del gas (productos petroquímicos)

Mientras grandes empresas integradas de petróleo y gas participan en todas estasactividades, las empresas más pequeñas pueden tener operaciones en solamente una—oparte de una—de ellas. Además, tanto grandes como pequeñas empresas petroleras puedendedicarse a una o más actividades que no están tradicionalmente vinculadas a la industriadel petróleo, inclusive:

● Extracción de carbón● Producción de energía● Transmisión de gas natural● Sistemas de energía renovable● Producción de productos químicos de especialidad● Producción metalúrgica

Como se analiza en el Capítulo 7, el modo en que las empresas petroleras dividen susoperaciones en diferentes actividades varía de empresa a empresa. Independientemente dela forma en que hagan estas divisiones, las emisiones de GEI de todas las actividades querealizan las empresas petroleras deben incluirse en la notificación empresarial, siempre quelas emisiones estén comprendidas dentro de los límites de inventarios descritos en estecapítulo. La notificación no debe limitarse a las actividades vinculadas a las operaciones‘upstream’, ‘downstream’ y petroquímicas.

Estas Directrices, si bien enfocan problemas de contabilidad y notificación de GEI queenfrentan las actividades tradicionales de la industria del petróleo, son aplicables, en granparte, al conjunto más amplio de actividades en que participan las empresas petroleras. ElCompendio proporciona orientación detallada sobre la estimación de emisiones de lasoperaciones de la industria del petróleo y del gas. API está poniendo a disposición (enforma gratuita) una herramienta de cálculo que contiene las metodologías de estimación deemisiones que se describen en el Compendio. El Compendio y la herramienta de cálculo sepondrán a disposición en http://ghg.api.org. Estas Directrices se pondrán a disposición endicho sitio web, así como en www.ipieca.org/reporting/ghg.html y www.ogp.org.uk.

3-1

Orientación específica relacionada con la estimación de emisiones provenientes deactividades no tradicionales de la industria del petróleo (aquellas no incluidas en elCompendio) se encuentra a disposición en el sitio web de Greenhouse Gas ProtocolInitiative. Las herramientas específicas del sector disponibles enwww.ghgprotocol.org/standard/tools.htm incluyen procedimientos para estimar lasemisiones de organizaciones con sede en oficinas y la fabricación de:

● Aluminio● Hierro y acero● Amoníaco● Ácido nítrico● Ácido adípico● HCFC-22 ● Semiconductores

En este sitio web, también están a disposición herramientas para sectores industriales enque es menos probable que tengan interés las empresas de la industria del petróleo. En loscasos en que la orientación dada en esas herramientas o en otras orientaciones deinventarios específicas para un sector difiera de la establecida en estas Directrices o en elCompendio, deberán seguirse la orientación dada en las Directrices y en el Compendio.

El resto de este capítulo ofrece orientación para determinar si las emisiones de GEI estáncomprendidas dentro de los límites institucionales y operativos de las empresas petrolerasy, en caso de ser así, la forma de contabilizar dichas emisiones. El Capítulo 7 describe laforma de notificar las emisiones en la amplia gama de actividades en que las empresaspetroleras pueden intervenir.

3.1 Establecimiento de límites institucionales

Las operaciones de la industria del petróleo son comúnmente dirigidas por dos o máspartes que trabajan juntas en ‘joint ventures’3, en lugar de serlo por empresasseparadamente. Estas empresas adoptan una variedad de formas jurídicas y pueden estarestablecidas como personas jurídicas separadas. A los efectos de la contabilidad financiera,son tratadas de acuerdo con normas establecidas que dependen de la estructura de laorganización y las relaciones entre las partes en cuestión. No obstante, las normas para lacontabilidad de emisiones de gases de efecto invernadero de operaciones en las queparticipan más de una empresa aún están desarrollándose. La falta de normas establecidaslleva, inevitablemente, a problemas sobre la forma en que las partes que intervienen enestas actividades deben contabilizar e notificar las emisiones de GEI.

La finalidad de esta sección es ofrecer orientación sobre la contabilidad de emisiones deGEI provenientes de las actividades de la industria del petróleo en que participan más de

3-2

3 A menos que se indique lo contrario ‘joint venture’ es usado como término genérico en estas Directricespara indicar cualesquiera operaciones o actividades en que participan más de una parte.

una parte. La directriz se basa en el capítulo revisado de los límites institucionales en elProtocolo GEI (WRI/WBCSD, 2004). Ha sido adaptada a la industria del petróleo ysimplificada para minimizar la necesidad de comprender la terminología contablefinanciera. Los ejemplos destacados en gris son del capítulo del Protocolo revisado conalgunas modificaciones menores.

Para la notificación de la empresa, estas Directrices deben aplicarse en forma sistemática.Los programas de notificación de GEI pueden tener otras normas que deben ser aplicadaspara las entidades comprendidas por dichos programas. Por ejemplo, los programasgubernamentales de comercialización se basan, generalmente, en emisiones de lasinstalaciones y no tienen en cuenta la estructura societaria de la instalación. Por consiguiente,los temas de límites institucionales que se analizan en esta sección no se aplicarían a esosprogramas. Sin embargo, esto implica que las instalaciones quizás tengan que notificar seriesde datos diferentes para diferentes finalidades de notificación. Las empresas deben tener encuenta esta flexibilidad al crear sus sistemas de contabilidad y notificación.

Métodos de contabilidad para emisiones de GEI: Participación en el capital y controloperativo

La contabilidad de las emisiones de GEI de ‘joint ventures’ puede realizarse en una de dosformas: sobre la base de la participación en el capital o sobre la base del control operativo.

Método de participación en el capital

En virtud del método de participación en el capital, una empresa contabiliza lasemisiones de GEI de las operaciones de acuerdo con la parte de capital en la operación.La parte del capital refleja la participación económica, que es el alcance de los derechosde una empresa a los riesgos y beneficios que derivan de una operación.Tradicionalmente, la participación en los riesgos y beneficios en una operación está enconsonancia con la propiedad porcentual de la empresa en esa operación, y laparticipación en el capital será, normalmente, la misma que la participación porcentualen la propiedad. Si no es así, la base económica de la relación que la empresa tiene conla operación siempre hará caso omiso de la propiedad legal para asegurar que la partedel capital refleje el porcentaje de participación económica. El principio que subyace ala definición y orientación con respecto a la participación en el capital, el de que la baseeconómica tiene precedencia sobre la forma jurídica, está de acuerdo con la presentaciónde informes financieros a nivel internacional. Por consiguiente, la empresa debeconsultar a su personal contable o jurídico para asegurar que se aplique el porcentajeapropiado para cada operación en cuestión.

Método de control operativo

En virtud del método de control operativo, una empresa informa el 100 por ciento de lasemisiones de ‘joint ventures’ sobre las que tiene control operativo y ninguna de lasemisiones de ‘joint ventures’ que no controla. Existe una variedad de criterios diferentes

3-3

para determinar el control operativo. A los efectos de estas Directrices, se considera quelas empresas de la industria del petróleo tienen control operativo cuando:

La empresa tiene la facultad de implantar e implementar sus normas operativas y deambiente, salud y seguridad industrial (AS&SI) en la ‘joint venture’.

El fundamento para usar esta definición de control operativo es que si una empresa puedeimplementar sus normas operativas y ambientales en una ‘joint venture’, puede asegurarque la notificación de GEI se realiza de acuerdo con sus normas empresariales. Como laempresa tiene control sobre los datos, puede asegurar que cumplen con las normasmínimas de calidad y que son concordantes y confiables. La empresa puede contabilizarestas emisiones como lo hace con respecto a las emisiones provenientes de las operacionesbajo su entero control.

La definición de control operativo que se usa en estas Directrices es muy similar a uno delos dos criterios para determinar el control el Protocolo GEI4 revisado (WRI/WBCSD,2004). Esta definición particular fue adoptada porque está de acuerdo con la forma en quemuchas empresas de la industria del petróleo contabilizan y presentan actualmente lainformación ambiental. Con frecuencia, las empresas presentan informes sobre emisionesde instalaciones que operan (es decir, instalaciones de las que tienen licencia deoperación). Se espera que, salvo en casos muy aislados, si una empresa es la operadora deuna instalación de una ‘joint venture’, tendrá la facultad de implementar sus normasoperativas y ambientales y de ese modo tener el control operativo.

Debe destacarse que tener control operativo no significa que una empresa tenganecesariamente la facultad de adoptar todas las decisiones relativas a la ‘joint venture’. Porejemplo, la adopción de decisiones sobre inversiones importantes de capital sin laaprobación de las otras partes en la operación puede exceder sus facultades. El controloperativo no significa que una empresa tiene la facultad de implementar sus normasoperativas y de AS&SI. Muchas empresas, efectivamente, no estarán de acuerdo en ser eloperador de una ‘joint venture’ a menos que tengan esta facultad.

En ocasiones, las empresas presentan informes sobre emisiones solamente de las ‘jointventure’ en las que tienen una participación de más del 50 por ciento. Este método puedellevar a que la notificación sea menos completa que lo que estas Directrices recomiendanporque la capacidad de implementar normas operativas y de AS&SI no se limita aoperaciones con participación mayoritaria—también se aplica a aquellas con participaciónminoritaria en las que la empresa tiene control operativo.

3-4

4 El criterio del Protocolo GEI se refiere a la facultad ‘total’ de implantar e implementar normas operativas yde AS&SI, y usa el término ‘operaciones’ en lugar de ‘joint ventures’.

Selección de la contabilidad sobre la base de participación en el capital o control operativo

Las empresas petroleras pueden optar por notificar sus emisiones de GEI de la empresasobre la base de la participación en el capital o el control operativo. Las empresas debenestablecer claramente en sus informes qué método eligen. Al contabilizar las emisionesGEI, se les alienta a emplear tanto el método de participación en el capital como el métododel control operativo. La razón de esta recomendación es que no se ha establecido aún unúnico método entre los programas voluntarios existentes y los programas obligatoriosincipientes que atañen a la notificación de emisiones de GEI. Contabilizar las emisionesGEI de ambas formas asegurará que las empresas están preparadas para cualquierprograma por el que opten o en que se les requiera participar.

Las empresas que deciden presentar informes solamente sobre la base de la participaciónen el capital o en el control operativo deben reconocer las ventajas y desventajas de cadauno y optar por el método que más se adapte a sus actividades. Deben asimismo reconocerque cualquier sea el método que elijan para la presentación de sus informes empresariales,se les puede requerir que utilicen el otro método para presentar sus informes sobreemisiones de instalaciones específicas, actividades o áreas geográficas, según los requisitosde notificación de los programas en que participen cada una de sus instalaciones.

La notificación sobre la base del control operativo es apropiada para:

● La notificación en virtud de programas que se refieren a la contabilidad de GEIbasada en el control5, tales como:• El UK Emissions Trading Scheme (Esquema de Comercio de Emisiones del

Reino Unido). Cuando los participantes directos en el programa incluyen ‘jointventures’, las emisiones se contabilizan sobre la base del control de la gestión.(Nótese, sin embargo, que la definición de control de gestión usada en elprograma difiere de la usada en estas Directrices).

• El EU Emissions Trading Scheme (Esquema de Comercio de Emisiones de laUnión Europea). Se impondrán limitaciones de emisiones conforme al EUEmissions Trading Scheme a nivel de la instalación. Para ‘joint ventures’, eloperador (la firma que administra o controla la instalación) será responsable deasegurar el cumplimiento con el programa y notificar emisiones, casi de lamisma forma que lo sería con otros reglamentos ambientales.

● Seguimiento del cumplimiento. Tener el control operativo sugiere un mayor gradode influencia que tener meramente una participación en el capital. Debido a que losgerentes solo pueden considerarse responsables por las actividades que controlan, elmétodo del control operativo es más apropiado para hacer un seguimiento de sucumplimiento.

3-5

5 La definición de ‘control’ empleada por estos programas puede no corresponder exactamente a la usada enestas Directrices.

● Situaciones en que los recursos para inventariar las emisiones son limitados. Sepuede esperar que la notificación de la base del control operativo sea menos costosaque la notificación de la base de participación en el capital ya que la empresa quepresenta los informes, por definición, tiene fácil acceso a los datos necesarios paraestimar las emisiones.

Contabilizar las emisiones de GEI sobre la base de la participación en el capital esapropiada para:

● Gestión de riesgos y responsabilidad A los efectos de evaluar los riesgos que seplantean a una empresa, la contabilidad y notificación de emisiones de GEI sobre labase de la participación en el capital ofrece una visión más representativa ycompleta. Por consiguiente, ofrece una visión realista de responsabilidades yriesgos vinculados con las emisiones de GEI a la dirección, empleados, accionistasy otros participantes en la empresa.

● Conformidad con la contabilidad financiera. Cada vez más, las empresas debenpresentar informes sobre obligaciones en materia ambiental como parte de susinformes financieros. En los Estados Unidos de América, la notificación deresponsabilidad han sido, más generalmente, por costos de limpieza decontaminación ambiental. En Europa, se está exigiendo una mayor notificación deresponsabilidad ambiental. En el futuro, las emisiones de GEI pueden ser tratadascomo obligaciones en la contabilidad financiera. Con el fin de lograr conformidadcon la contabilidad financiera, las emisiones se deben contabilizar sobre la base dela participación en el capital.

● Situaciones en las que se dispone de mayores recursos para realizar el inventario.La notificación de la base de la participación en el capital exige a las empresasobtener información de otras partes para las operaciones que no controlan6. Si ellono es posible, es posible que deban estimar las emisiones de operaciones similaresde las que disponen de datos. En cualquiera de los casos, puede esperarse que loscostos sean mayores que para el cálculo de emisiones de fuentes que se encuentranbajo su control operativo.

Aplicación del método de participación en el capital dentro de la industria del petróleo

Contabilizar las emisiones de GEI es complicado debido a la amplia variedad de relacionesinstitucionales que se usan dentro de la industria del petróleo. Algunos de los acuerdos máscomunes dentro de la industria se enumeran en la Tabla 3-1, junto con pautas de cómocontabilizar las emisiones sobre la base de la participación en el capital. En general, estaspautas están de acuerdo con los métodos de contabilidad financiera. Por simplicidad, las

3-6

6 Para facilitar la notificación de emisiones por parte de los socios en ‘joint ventures’, se alienta a losoperadores a compartir los datos correspondientes de emisiones con las otras partes.

descripciones de las inversiones y relaciones entres las organizaciones se ofrecen usandoterminología común más que terminología contable. Para aquellas situaciones que no esténcontempladas en esta tabla, debe consultarse a los contadores financieros de la empresapara determinar cómo tratar la inversión específica para la contabilidad financiera, y debedarse cuenta de las emisiones en forma análoga.

3-7

Tabla 3-1. Contabilidad de participación en el capital de emisiones de GEIpara inversiones corrientes de la industria del petróleo

Tipo de inversión

Subsidiaria

‘Joint venture’ entre dos o másempresas petroleras, que operacomo una empresa separada.

‘Joint venture’ entre variasempresas petroleras paradesarrollar instalaciones deproducción.

‘Joint venture’ entre una empresapetrolera estatal y variasempresas extranjeras paraproducir petróleo, como parte deun acuerdo de produccióncompartida

La propiedad de acciones en unasociedad cuyas acciones decotizan en bolsa—participaciónimportante en la propiedad.

La propiedad de acciones en unasociedad cuyas acciones decotizan en bolsa—reducidaparticipación en la propiedad.

Descripción de la relacióninstitucional

La empresa petrolera controlaenteramente la subsidiaria o partesuficiente de sus acciones conderecho de voto de modo quetiene pleno control de la subsidiaria(por ejemplo, mediante la eleccióndel directorio)

Varias sociedades han constituidouna empresa combinando algunosde sus activos existentes y/ocapital. Las distintas sociedadesson los únicos accionistas.

Las sociedades trabajan enasociación para desarrollar lasinstalaciones sin constituir unanueva empresa. Una actúa comooperadora.

Por ejemplo, una empresapetrolera estatal tiene unaparticipación del 40% enoperaciones, y varias empresas,cada una con una participacióndel 15% o menos, incluso laoperadora.

Por ejemplo, una empresaseparada en que la empresapetrolera tiene influenciaimportante.

Por ejemplo, una empresaseparada en que la empresapetrolera ha hecho una inversión,pero no tiene influenciaimportante7.

Contabilidad de emisiones de GEI sobrela base de la participación en el capital

De acuerdo con la participación en lapropiedad de la subsidiaria (100% parasubsidiarias controladas enteramente).

De acuerdo con la participación en lapropiedad de cada una de las empresasmatrices en la nueva empresa.

Sobre la base de los términos del acuerdocon las otras partes—tradicionalmente deacuerdo con el interés económico directo.

Sobre la base de la parte de la producciónneta de la empresa.

De acuerdo con la participación en lapropiedad de la empresa petrolera en lasociedad.

La empresa petrolera no informa emisionesde GEI de la empresa en la que ha invertido,de acuerdo con la contabilidad financiera.

7 Influencia importante se define por normas contables; en general, la propiedad del 20 por ciento o más delas acciones de una compañía lleva a suponer una influencia importante.

En muchas industrias existen varios de los tipos de inversiones enumeradas en laTabla 3-1. En general, la aplicación del método de participación en el capital para asignarlas emisiones de GEI de acuerdo con la participación o beneficio económico derivado dela operación utilizaría el interés económico directo / participación en la operación, o laparticipación en la propiedad si la operación fuera dirigida como una empresa separada.Esta norma general se aplicaría a menos que existieran acuerdos contractuales expresosque asignaran las emisiones de GEI a los socios (véase a continuación) o que modificaranla práctica normal de asignar beneficios en forma proporcional a la participación en elcapital y, por consiguiente, contribución de costos.

Un tipo de acuerdo que modifica la práctica normal de asignar beneficios en formaproporcional al capital es el Acuerdo de Producción Compartida (APC), que se usa,comúnmente, en las operaciones petroleras ‘upstream’. Un APC es un acuerdo entre una omás empresas petroleras y una entidad gubernamental o empresa estatal en que lasempresas petroleras participantes ofrecen financiación y asumen el riesgo de lasactividades de exploración y producción a cambio de una parte de la producción despuésde que se pague el canon8 al gobierno. La parte de la empresa en esta producciónrestante—en ocasiones denominada la parte de la empresa en la producción neta oproducción a que tiene derecho—debe usarse como la base para la asignación deemisiones. Como se ilustra en la Figura 3-1, todas las partes que reciben una parte de laproducción neta, ya sea una empresa petrolera estatal o empresas privadas, reciben unaparte proporcional de las emisiones, y entre las empresas se contabilizan todas lasemisiones de las operaciones. No hay emisiones que se asignen al canon.

La parte neta de la producción usada para asignar emisiones de los APC es la produccióninformada en las cuentas o estados financieros preparados de acuerdo con los requisitos delos Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados (PCGA) del Reino Unido, de losEstados Unidos y la Comisión de Valores y Bolsas de los Estados Unidos (SEC por susigla en inglés). Los volúmenes pertinentes de producción neta y la participación de laempresa pueden obtenerse directamente de los departamentos financieros de las empresas.

El tipo de inversiones y ‘joint ventures’ que se enumeran en la Tabla 3-1 sonsimplificaciones. En algunos casos, puede ser necesario contabilizar las emisiones en dos omás etapas, por ejemplo, cuando una empresa matriz tiene una subsidiaria que tieneparticipación en otra empresa. En estos casos, las asignaciones de emisiones deben llevarsea cabo de arriba a abajo, de modo que los datos de GEI sean primero consolidados en laorganización de nivel más bajo antes de una consolidación a nivel de la empresa matriz.(Véase el ejemplo al final de este capítulo.)

Acuerdos contractuales

Las empresas que participan en ‘joint ventures’ pueden tener acuerdos contractuales queabordan expresamente la propiedad de las emisiones de GEI. Cuando las empresas notifican

3-8

8 Inclusive impuestos y otros gravámenes pagados en especie (con petróleo en lugar de con dinero).

voluntariamente las emisiones, deben cumplir con los acuerdos descritos en los contratos,sin tener en cuenta si notifican sobre la base de la participación en el capital o el controloperativo. Sin embargo, cuando notifican conforme a programas reglamentarios particulares,las empresas deben cumplir con los requisitos de notificación de dichos programas.

Normalmente, los acuerdos de producción compartida consideran la propiedad del gasproducido en asociación con el petróleo. En situaciones en que el gas es quemado, lacontabilidad de las emisiones de GEI debe cumplir con las normas de contabilidaddescritas anteriormente, sin tener en cuenta la propiedad del gas. Sin embargo, si el APCcede explícitamente la propiedad de las emisiones de GEI, esta cesión tendría precedenciasobre las normas regulares de contabilidad de GEI. En los casos en que las emisiones de laquema de gases asociados sean grandes, y la propiedad del gas y las decisiones dequemarlo recaen sobre otras partes, es posible que la empresa que presenta los informesdesee notificar dichas emisiones en una nota o explicación de su inventario de emisiones.

El siguiente ejemplo ilustra la forma de contabilizar las emisiones de GEI para unaempresa con una serie más compleja de relaciones institucionales:

Holland Industries es un grupo que comprende un número de empresas y ‘joint ventures’que trabajan en la producción y comercialización de productos petroquímicos. La Tabla3-2 muestra, en líneas generales, la estructura institucional de Holland Industries y explica

3-9

Figura 3-1. Asignación de emisiones de APC para contabilidad de laparticipación en el capital

Distribución dela producción bruta

Parte de la producciónneta y emisiones

Empresa A44%

Empresa B 12%

Empresa PetroleraEstatal 24%

Canon20%

Empresa A55%

Empresa B15%

Empresa PetroleraEstatal 30%

Nota: El canon incluye impuestos y otros gravámenes pagados en especie(con petróleo en lugar de con dinero).

cómo se contabilizan las emisiones de GEI de las diferentes operaciones de acuerdo conlos métodos de participación en el capital y control operativo.

3-10

Tabla 3-2. Holland Industries—Estructura institucional y contabilidad de emisiones de GEI

Nombre

Holland America

BGB

Lolo Industrial

KahunaChemicals

Nallo

QuickFix

Syntal

Estructurajurídica y

socios

Sociedad anónima

JV controladaconjuntamente

Subsidiaria deHolland America

‘Joint venture’ noconstituida ensociedad anónima,controladaconjuntamente conotros dos socios:ICT y BCSF

‘Joint venture’constituida ensociedad anónima,otro socio NaguaCo.

‘Joint venture’constituida ensociedad anónima,otro socio Maiox.

Sociedad anónima,subsidiaria deErewhon Co.

Participaciónde HollandIndustries

83%

50% de HollandAmerica

75% de HollandAmerica

33.3%

56%

43%

8%

Normasoperativas y de

AS&SI

Holland Industries

Socio

Holland America

ICT

Nallo

Holland Industries

Erewhon Co.

Participaciónen el capital

83%

41.5%(83%x50%)

62.25%(83%x75%)

33.3%

56%

43%

0%

Controloperativo

100%

0%

100%

0%

0%

100%

0%

Holland Industries es un grupo que comprende un número de empresas y ‘joint ventures’ quetrabajan en la producción y comercialización de productos petroquímicos. La Tabla 3-2muestra, en líneas generales, la estructura institucional de Holland Industries y explica cómose contabilizan las emisiones de GEI de las diferentes operaciones de acuerdo con losmétodos de participación en el capital y control operativo.

Nótese que en este ejemplo, Holland America (no Holland Industries) tiene una participacióndel 50% en BGB y una participación del 75% en IRW. Las emisiones de GEI son, por tanto,asignadas primero a nivel de la subsidiaria antes de ser consolidadas a nivel del grupo.

Emisiones contabilizadaspor Holland Industries

3.2 Establecimiento de límites institucionales

Como parte de la definición del alcance de los inventarios de GEI, las empresas debendeterminar qué fuentes de emisión relacionadas con sus actividades deben incluirse dentrode los límites institucionales que han establecido. Este proceso se denomina fijación delímites institucionales del inventario de GEI.

Una distinción clave en la fijación de límites institucionales es si las fuentes de emisión deGEI están catalogadas como: fuentes de emisiones directas o fuentes de emisionesindirectas

3.2.1 Contabilidad de emisiones directas de GEI

Las emisiones directas de GEI son emisiones provenientes de fuentes que son depropiedad o que están controladas por la empresa notificante, por ejemplo, emisiones decolumnas de escape en operaciones de refinería y ‘upstream’, emisiones de procesos en eltratamiento de petróleo y gas, refinación de petróleo y producción química, y emisiones deescape de automotores y buques de propiedad de la empresa.

Las empresas dentro de la industria del petróleo deben contabilizar y notificar todas lasemisiones directas de GEI correspondientes a operaciones comprendidas dentro de suslímites institucionales establecidos. Los tipos de fuentes de emisiones directas que seproducen dentro de la industria del petróleo se enumeran en el Capítulo 4 y se describenen detalle en el Compendio. Las categorías generales de fuentes de emisiones directas quedebe incluirse en los inventarios son:

● Producción de calor, vapor o electricidad, ya sea para uso por parte de la empresa opara venta a otras partes

● Combustión en antorchas e incineradores● Producción de trabajo por motores y turbinas, por ejemplo, para hacer funcionar

bombas o compresores● Emisión en procesos físicos o químicos, como del procesamiento de gas, refinación

de petróleo y fabricación de productos petroquímicos● Transporte en automotores y buques de propiedad de la empresa, como camiones

cisterna o buques petroleros● Pérdidas provenientes de fugas de equipos, como por ejemplo, de sistemas de

gasoductos

La definición de emisiones directas se aplica a fuentes que son propiedad de la empresanotificante o que están controladas por ella. Para las fuentes que son arrendadas, lasempresas que notifican sobre la base del control operativo deben contabilizar las emisionesdel mismo modo que si las fuentes fueran de su propiedad. Las emisiones de fuentesarrendadas se contabilizan si la empresa tiene la facultad de implantar e implementar susnormas institucionales y ambientales, sanitarias y de seguridad en la fuente arrendada:

3-11

● La empresa debe contabilizar el 100% de las emisiones de GEI producidas por lasfuentes arrendadas en que tiene la facultad de implementar sus normasinstitucionales y de AS&SI.

● Si la empresa no tiene la facultad de implementar sus normas institucionales y deAS&SI en la fuente arrendada, no presenta informe sobre emisiones.

Para empresas que presentan informes sobre la base de la participación en el capital, lacontabilidad de emisiones provenientes de fuentes arrendadas depende de si la fuente es unarrendamiento financiero (capital) o un arrendamiento operativo:

● Un arrendamiento financiero o de capital es el que transfiere sustancialmente todoslos riesgos y beneficios a la parte que arrienda el bien a su propietario Dichosarrendamientos son tratados como activo en la contabilidad financiera y como talesse asientan en el balance. Por consiguiente, la parte que arrienda una fuente deemisiones en virtud de un arrendamiento financiero o de capital debe contabilizarlas emisiones de GEI como si fuera propietaria de la fuente, aplicando las mismasnormas descritas anteriormente para el método de participación en el capital.

● Un arrendamiento que no sea un arrendamiento financiero o de capital se definecomo un arrendamiento operativo, por el que no se registran pasivo ni activo en lacontabilidad financiera. La parte que arrienda la fuente de emisiones no debenotificar las emisiones de GEI producidas por los arrendamientos operativos.

En general, la mayoría de las fuentes arrendadas en las operaciones de la industria delpetróleo estarán comprendidas dentro de la primera categoría. La última categoría tambiénpuede aplicarse, por ejemplo, cuando una empresa arrienda espacio para oficina en virtudde contratos de arrendamiento.

3.2.2 Contabilidad de emisiones indirectas de GEI

Las emisiones indirectas de GEI son emisiones que son consecuencia de las actividades de laempresa notificante, pero que provienen de fuentes que son de propiedad o controladas porotra parte, por ejemplo, emisiones de la producción de electricidad adquirida, fabricación porcontrato, operaciones contratadas de perforación y transporte de productos por terceros.

La definición de emisiones indirectas es suficientemente amplia y podría abarcarvirtualmente todas las emisiones del ciclo de vida de un producto, que no sean lasemisiones directas. Las emisiones del ciclo de vida se refieren a emisiones que se producendesde el punto de extracción de la materia prima a la fabricación, transporte, uso yeliminación de un producto. Si bien, en ocasiones, la evaluación del ciclo de vida deemisiones se realiza para productos específicos (normalmente para comparar un productocon otro), no se realizan generalmente para la totalidad de una sociedad, actividad oinstalación. Los inventarios empresariales de GEI se limitan, generalmente, a emisiones quese producen como resultado de la fabricación de un producto o la prestación de un servicio.En industrias como la industria del petróleo, en que las empresas pueden participar tanto en

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la extracción de recursos naturales para hacer un producto como en el proceso defabricación mismo (por ejemplo, refinación de petróleo), el inventario empresarial puedetambién incluir emisiones de la etapa de extracción de las materias prima.

Hasta el punto de venta de productos, las empresas deben, como mínimo, contabilizar enotificar sus emisiones directas. Pueden optar por incluir o no las emisiones indirectas. Lasemisiones indirectas que se incluyan deben estar indicadas como tales y ser notificadas enforma separada de las emisiones directas, como se describe a continuación y en el Capítulo 7.En favor de la transparencia, las empresas deben establecer claramente en sus inventarios quécategorías de las fuentes de emisiones indirectas enumeradas en estas Directrices se incluyen.

Emisiones indirectas del consumo de energía adquirida

Los programas y orientación sobre notificación difieren en sus requisitos para notificar lasemisiones indirectas. Esto es especialmente cierto para la notificación de emisiones indirectasvinculadas al consumo de energía adquiridas. (La energía adquirida se define, a los efectosde estas Directrices, como la adquisición de electricidad, valor o agua caliente de un tercero.)A los efectos de la notificación empresariales, tanto el Protocolo GEI como el CaliforniaClimate Action Registry requieren la presentación separada de informes sobre las emisionesindirectas de energía adquirida. El UK Emissions Trading Scheme incluye asimismo lasemisiones indirectas del consumo de energía, mientras que el EU Emissions TradingScheme, que se aplica a nivel de la instalación, no lo hace9. De ese modo, la inclusión deemisiones indirectas no es inherentemente incompatible con la realización de inventariosregionales o nacionales, ni con la comercialización de emisiones, siempre que se diseñen losprogramas adecuadamente para eliminar la posibilidad de doble contabilidad.

Estas Directrices no hacen recomendaciones especiales con respecto a la inclusión deemisiones indirectas provenientes del consumo de energía adquirida. Será necesario quelas empresas decidan si incluir o no las emisiones indirectas provenientes del consumo deenergía adquirida cuando creen sus inventarios para la notificación voluntaria. La prácticaactual varía con respecto a este tema. Mientras algunas empresas que notificanvoluntariamente las emisiones de gases de efecto invernadero como parte de sus informesambientales anuales incluyen estas emisiones indirectas, otras no lo hacen. En favor de latransparencia, si una empresa informa las emisiones indirectas provenientes del consumode energía adquirida, debe hacerlo en forma separada de las emisiones directas.

Las empresas contabilizan y notifican las emisiones indirectas del consumo de energía pormúltiples razones:

● La razón fundamental de incluir las emisiones indirectas del consumo de energía esofrecer una visión más completa de la huella de GEI de una empresa. Casi del mismomodo en que notificar el consumo de energía, que virtualmente siempre incluye

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9 Si bien esto puede hacer incompatibles los dos programas, lo más importante es que, dentro de cualquierprograma particular, la notificación se realice en forma concordante.

energía adquirida, puede usarse para evaluar los riesgos de elevar los costos de laenergía, incluir las emisiones indirectas de GEI provenientes de energía adquiridapermite que se evalúen los riesgos de elevar los costos de emisiones de GEI.

● Una segunda razón para alentar a las empresas a hacer un seguimiento de estasemisiones es que la información puede requerirse para algunos programasvoluntarios de notificación. El API, por ejemplo, solicita que las emisionesindirectas de refinerías, como las que derivan del consumo de electricidadadquirida, sean notificadas como parte de su estudio anual de ‘benchmarking’.

● Otra razón para contabilizar las emisiones indirectas es facilitar a las empresas hacerun seguimiento de los cambios en las emisiones que derivan de la contratación externa(tercerización) o de la realización interna de actividades de producción de energía. Lasfirmas que cambian de comprar electricidad a generarla in situ podrán demostrar conmayor exactitud el cambio neto de sus emisiones derivadas del cambio, si han estadohaciendo un seguimiento de sus emisiones indirectas. Si notifican solamente lasemisiones directas, sus emisiones parecerán que aumentan cuando comiencen agenerar su propia electricidad, aun si la intensidad de las emisiones de su electricidadauto-generada es menor que la de la electricidad que compraban anteriormente. Delmismo modo, si las empresas cambian de generar electricidad a comprarla, será menosprobable que enfrenten críticas por exportar emisiones si incluyen las emisionesindirectas provenientes de la energía adquirida en sus notificaciones.

Las empresas que opten por incluir las emisiones indirectas del consumo de energíaadquirida en sus inventarios deben tener conocimiento de las dificultades metodológicas dehacerlo. Con frecuencia, los factores de emisiones para la energía importada (por ejemplo,masa de emisiones por cantidad de electricidad consumida) no existen o tienen un altogrado de incertidumbre. Esta incertidumbre se aplica tanto a factores de emisionesnacionales como a los publicados para áreas subnacionales, inclusive el factor deemisiones a nivel estatal publicado por el Departamento de Energía de los Estados Unidosde América y factores regionales publicados por la EPA de los Estados Unidos de América.Puesto que la mezcla de fuentes de generación que abastecen a una instalación varían tantoen el tiempo como dentro de las regiones sobre las que se han promediado los factores deemisiones, las emisiones indirectas calculadas con dichos factores tendrán mucho mayorincertidumbre que las estimaciones de las emisiones directas de la combustión.

Una incertidumbre complementaria, aunque no menos significativa, en la estimación deemisiones directas del consumo de energía adquirida se refiere a las pérdidas portransmisión y distribución (T&D)10 Normalmente, varios puntos porcentuales de la energíaeléctrica generada por centrales eléctricas conectadas a la red se pierde antes de llegar alconsumidor. Con frecuencia, las emisiones vinculadas a las pérdidas por T&D no se

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10 Si bien las pérdidas por T&D se aplican a la transmisión y distribución de electricidad, las pérdidas en laenergía térmica se producen en el transporte de vapor y agua caliente desde el punto de generación al puntode consumo. El análisis en este párrafo se aplicaría también a esas pérdidas.

contabilizan en los inventarios empresariales de GEI, y este método se recomienda en elProtocolo GEI revisado (WRI/WBCSD, 2004) para empresas que solamente consumenelectricidad y no la transmiten o distribuyen.

Aunque reconozcan las limitaciones de notificar las emisiones del consumo de energíaimportada, es posible que las empresas aún deseen hacerlo. Los métodos para estimar lasemisiones de energía adquirida se describen en el Compendio.

Las emisiones indirectas derivan de la electricidad consumida no solamente de la red. Enmuchos casos, las empresas petroleras consumirán electricidad adquirida directamente deun tercero. Para empresas que notifican las emisiones indirectas provenientes de energíaimportada, el siguiente ejemplo ilustra la forma en que deben contabilizarse las emisionesde GEI para diversas situaciones en que una empresa abastece de energía a otra.

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Al contabilizar las emisiones indirectas provenientes del consumo de energía adquirida, esimportante que las empresas comprendan la fuente de la energía y si la misma proviene deuna unidad combinada generadora de calor y electricidad (CHP por su sigla en inglés). Siese es el caso, las emisiones de gases de efecto invernadero tendrán que prorratearse entreel calor (vapor y/o agua caliente) y electricidad, a menos que la instalación importadorareciba la totalidad de la producción de la planta.

Se ha empleado una variedad de métodos para asignar emisiones entre los flujos de calor yelectricidad de las CHP. Estos métodos incluyen la asignación de emisiones sobre la base de

Producción de energía

Una central eléctrica está ubicada en una refinería de propiedad y operada por la Empresa B,que también usa el 100 por ciento de la producción de la central eléctrica.

Situación 1—La central eléctrica es de propiedad y operada por la Empresa A: La Empresa B(la refinería) ha contratado externamente la generación de energía y no notifica emisionesdirectas de GEI por el método de control o de capital, pero informa el 100% de las emisionesde la planta como emisiones indirectas. La Empresa A notifica el 100% de las emisiones dela planta como emisiones directas.

Situación 2—La central eléctrica es de propiedad de la Empresa A, pero operada por laEmpresa B (la refinería). De acuerdo con el método de control operativo, la Empresa Bnotifica el 100% de las emisiones como emisiones directas y ninguna como emisión indirecta.De acuerdo con el método de participación en el capital, no notifica ninguna de las emisionesde la central eléctrica como emisiones directas, sino el 100% de las emisiones comoemisiones indirectas.

Situación 3—La central eléctrica es operada por la Empresa A, pero de propiedad de laEmpresa B (la refinería). De acuerdo con el método de control operativo, la Empresa B nonotifica ninguna de las emisiones como emisiones directas, sino el 100% de las emisionescomo emisiones indirectas. De acuerdo con el método de control operativo, la Empresa Bnotifica el 100% de las emisiones como emisiones directas (puesto que es propietaria de lacentral eléctrica), pero ninguna de las emisiones como emisiones indirectas.

● El contenido de energía (calor) de los flujos de calor y electricidad● El contenido de energía (potencial de trabajo) de los flujos de calor y electricidad● La eficiencia relativa de la producción de calor y electricidad desde plantas separadas.

El Compendio brinda orientación específica sobre el cálculo de la asignación de emisiónentre calor y electricidad. Como aún no se ha estandarizado ningún método de asignación,las empresas que notifican voluntariamente las emisiones de GEI de sus instalaciones o lasociedad en su totalidad deben establecer claramente en sus inventarios de emisiones cuáles el método de asignación que usan.

Al notificar conforme a determinados programas de GEI, las empresas deben cumplir conlas normas de asignación de CHP establecidas en esos programas. El UK EmissionsTrading Scheme, por ejemplo, usa una simplificación del método de eficiencia relativapara asignar emisiones entre los flujos de calor y electricidad11, mientras que el CaliforniaClimate Action Registry requiere que la asignación se base en el contenido de energía delos dos flujos.

Para la notificación a nivel de proyecto sobre reducciones de emisiones de GEI, pueden sermás apropiados métodos alternativos de contabilidad de emisiones de las CHP que elmétodo recomendado para la notificación de la instalación o de la empresa. En lanotificación a nivel de proyecto, las reducciones de las emisiones se cuantifican,normalmente, como la diferencia entre lo que habrían sido las emisiones en ausencia delproyecto y lo que son las emisiones reales con el proyecto. Para un proyecto de CHP en quela electricidad es exportada a la red y el calor es usado internamente, esto significaría queen lugar de asignar emisiones entre los flujos de calor y electricidad de CHP, las emisionesdesplazadas de la red podrían usarse en el cálculo de las reducciones de emisiones.

Otras fuentes de emisiones indirectas

Las emisiones indirectas vinculadas al consumo de energía comprado constituyen el tipode emisiones indirectas más comúnmente notificadas, en general, porque son la mayorfuente de emisiones indirectas. Sin embargo, pueden no ser la única fuente. Dentro de laindustria del petróleo, existe una variedad de actividades que producen emisiones quepueden ser realizadas por terceros, teniendo así por resultado otros tipos de emisionesindirectas. A los efectos de hacer comparaciones entre las empresas y los subsectores de laindustria, es importante que se contabilicen estas fuentes en formas comparables. Aunqueestas Directrices no hacen ninguna recomendación especial para incluir otras fuentes deemisiones indirectas, se alienta a las empresas a poder contabilizar emisiones indirectasseleccionadas, entre ellas:

● Emisiones provenientes de la fabricación y transporte de hidrógeno importado paralas refinerías de petróleo.

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11 El cálculo de ETS del Reino Unido se basa en una falta de eficiencia relativa de la producción deelectricidad y calor, más que la eficiencia relativa real para cada aplicación CHP.

● Transporte de crudo y productos de petróleo por parte de terceros en buques, porcarretera, por tren y por oleoductos, hasta el punto de transferencia de la custodia(venta a otra parte).

● Las operaciones contratadas de exploración y producción, incluso la perforación,mantenimiento y ensayos de pozos.

● Producción a façon de productos químicos por parte de terceros, que es común enlas industrias química y petroquímica12. Las empresas pueden optar por incluir lasemisiones indirectas provenientes de la producción a façon realizada en su nombrecomo otra forma de emisiones indirectas.

En muchos casos, las empresas contratarán una parte de las actividades que se enumeranprecedentemente y realizarán ellas mismas algunas de las mismas actividades. Deben estaren condiciones de hacer estimaciones aproximadas de emisiones de estas actividades sobrela base de las emisiones de sus propias actividades y en qué medida las actividades soncontratadas en comparación con las realizadas internamente.

La producción de hidrógeno adquirido, el transporte por terceros, el trabajo de exploracióny producción contratado y la producción a façon son actividades que están relacionadascon la industria del petróleo. No obstante, la estimación exacta de sus emisiones puedeplantear un desafío para muchas empresas. Por esta razón y debido a que no se espera queestas fuentes de emisiones contribuyan en gran medida a las emisiones totales de lamayoría de las empresas, estas Directrices no recomiendan especialmente que seanincluidas en los inventarios de emisiones de la empresa. Sin embargo, como dichainformación puede ser necesaria para completar encuestas de la industria, se sugiere quelas empresas, siempre que sea posible, hagan un seguimiento de tales emisiones.

Debe destacarse que estas Directrices recomiendan que las actividades enumeradasprecedentemente sean notificadas en forma opcional, solamente cuando son fuentes deemisiones indirectas. El transporte en buques, vehículos y oleoductos de propiedad uoperados por la empresa deben notificarse si están comprendidos dentro de los límitesinstitucionales de la empresa. Del mismo modo, una empresa que actúa como operador defaçon para otra firma debe incluir las emisiones provenientes del procesamiento que realiza.La inclusión opcional de emisiones de producción a façon se aplica solamente cuando laoperación de producción a façon la realiza un tercero en nombre de la empresa notificante.

Si las empresas notifican estas formas de emisiones indirectas, deben hacerlo en formaseparada de sus emisiones directas y sus emisiones indirectas provenientes del consumo deenergía adquirida. Deben establecer claramente en su notificación cuál de estas fuentes deemisiones indirectas se incluyen.

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12 ‘Producción a façon’ o ‘façon’ se refiere a un acuerdo mediante el cual una firma presta servicios deprocesamiento o fabricación a otra firma que suministra las materias primas.

Fuentes menores de emisiones indirectas

Una variedad de otras fuentes menores de emisiones indirectas están vinculadas a la industriadel petróleo. Aunque estas fuentes de emisiones pueden ser importantes para algunasindustrias, serán insignificantes para empresas más grandes dentro de la industria delpetróleo. Por consiguiente, es necesario que las empresas dentro de la industria del petróleocontabilicen estas fuentes de emisiones indirectas solamente si tienen alguna razón especialpara hacerlo. Entre tales razones se encuentran los requisitos de programas de notificación enque la empresa participa o si la empresa (o una instalación en particular) opera en un sectorreducido de la industria del petróleo en que estas emisiones pueden ser significativas.

Entre las fuentes menores de emisiones indirectas en la industria del petróleo se encuentran:

● Viaje de empleados en buques de terceros, aviones contratados y líneas aéreascomerciales

● Transporte de empleados a áreas remotas de exploración y producción, comoplataformas marinas de producción

● Empleados que viajan desde su domicilio al lugar de trabajo y viceversa● Materias primas que no sean hidrógeno● Transporte y eliminación de desechos por terceros

Emisiones relacionadas con el uso de los productos

De acuerdo con la práctica general de notificar emisiones de GEI de instalaciones ysociedades, estas Directrices no hacen recomendaciones con relación a la estimación ynotificación de emisiones que se producen después del punto de venta de los productos dela industria del petróleo. Las emisiones que se producen como resultado del uso deproductos de petróleo están bajo el control de los usuarios y son notificadas por ellos demanera más apropiada. En realidad, la notificación de dichas emisiones por parte de laempresa petrolera podría inducir a error. Si una empresa petrolera aumenta sus ventas degas natural, por ejemplo, las emisiones del uso del producto parecerían aumentar aun si elgas fuera usado para reemplazar el carbón en una central eléctrica, de ese modoproduciendo, en realidad, menores emisiones netas de GEI. La notificación de emisionesen la central eléctrica en que se hizo el cambio de combustible demostraría lasreducciones; la notificación por parte de los proveedores del combustible no lo haría.

Las empresas que opten por calcular y notificar las emisiones provenientes del uso de susproductos pueden asegurar que se usan datos apropiados al hacer los cálculos y puedenofrecen comentarios que explique los datos y sus limitaciones. El cálculo de emisiones dela venta de productos es más complejo de lo que podría aparentar, ya que, con frecuencia,las empresas petroleras y de gas comercializan combustibles producidos por otrasempresas y venden sus propios productos para ser usados como materias básicas más quecomo combustible. Sin embargo, las emisiones calculadas por otros a partir de datos deventas de productos disponibles públicamente pueden no hacer estas distinciones y ser, así,inexactas e inducir a error.

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4. Creación de un inventario para controlar el cumplimiento

Las empresas que notifican emisiones de GEI desean, en general, mantener unaconcordancia de datos en el tiempo. Es posible que también deseen hacer un seguimientodel cumplimento en el tiempo, ya sea a los efectos de la notificación interna o parademostrar a los participantes externos su avance para alcanzar los objetivos anunciados.Independientemente de la finalidad, el seguimiento del cumplimiento requiere que existaalgún punto de referencia para comparar las emisiones. En los programas establecidos denotificación voluntaria, las normas del programa pueden definir cuál es ese punto dereferencia y cómo puede ser necesario ajustarlo en el tiempo. La finalidad de este capítuloes ofrecer orientación con respecto a mantener la concordancia de los datos en el tiempo alas empresas de la industria del petróleo que notifican voluntariamente las emisiones deGEI, independientemente de programas específicos. Gran parte del material de estecapítulo, en especial la Sección 4.2, se extrajo del Protocolo GEI (WRI/WBCSD, 2001).

4.1 Establecimiento de emisiones en el año base

El punto de referencia más común para el seguimiento de las emisiones de GEI de laempresa lo constituyen las emisiones reales de un año particular o las emisiones anualespromedio en varios años consecutivos. Este nivel de emisiones se denomina emisiones enel año base. El término emisiones en el año base se usa en lugar de emisiones de líneabase porque las emisiones de línea base, en general, se refieren a cuáles habrían sido lasemisiones en el tiempo en caso de que no se hubieran tomado medidas específicas parareducirlas. (El término línea base se usa comúnmente en el contexto de proyectos dereducción de emisiones). Para la empresa que notifica las emisiones de GEI, serecomienda que las emisiones en el año base establecido continúen incambiadas, salvo enciertas circunstancias. El proceso de ajustar las emisiones en el año base se describe en lasiguiente sección de este capítulo.

Estas Directrices no hacen recomendaciones especiales con respecto a qué año o añosdeben elegirse para establecer las emisiones en el año base. En algunas ocasiones sesugiere que debe elegirse el año 1990, porque está de acuerdo con el año base usado en elProtocolo de Kyoto (1990 es el año en comparación con el cual los países industrializadostendrán que reducir las emisiones entre 2008 y 2012) Sin embargo, el Protocolo de Kyotose aplica a naciones, más que a empresas, y las naciones que firmaron el protocolo noexigirán necesariamente que las empresas informes sus emisiones del año 1990. Lasempresa que no han comenzado aún (o que solo lo han hecho recientemente) a notificar lasemisiones, en general encontrarán difícil estimar en forma confiable sus emisionesremontándose a 1990. Para otras empresas, la gran reorganización que se ha producido enla industria del petróleo en los últimos doce años dificultará la cuantificación de lasemisiones en un año base que tuvo lugar hace más de una década.

Si las empresas tienen la opción de elegir su año base para el seguimiento de lasemisiones, deben:

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● Asegurarse de que los datos de que disponen para estimar las emisiones sonverificables y permiten una estimación y contabilidad concordantes en toda laempresa

● Considerar los requisitos de programas voluntarios en que la empresa decidaparticipar (por ejemplo, emisiones anuales promedio de 1998–2000 paraparticipantes directos en el UK Emissions Trading Scheme)

Cualquiera sea el año base o promedio de años que una empresa elija, debe establecer lasrazones para hacer esa elección.

En virtud de algunos programas de notificación, las empresas pueden no tener la opción deelegir un año base. Si el año base requerido es anterior al momento en que la empresacomenzó a recopilar los datos para estimar las emisiones, entonces es posible que noexistan datos para una estimación verificable y coherente de emisiones. La incertidumbrepuede aumentar. En esta situación, las empresas deben hacer el mayor esfuerzo paraobtener datos confiables que reflejen mejor sus operaciones anteriores.

Las empresas deben reconocer que puede no ser posible o deseable tener un año base único omantener indefinidamente un año base único. Si bien los programas particulares denotificación pueden establecer un año base, en general, esos programas se aplican solamente adeterminadas partes de la empresa y no a la totalidad de la organización. A menos que laempresa desee aplicar el año base para el programa determinado a la totalidad de lasociedad—y tiene datos adecuados para hacerlo—más probablemente optará por un año basediferente para la sociedad. Además, a medida que las empresas crecen mediante adquisiciones,la ausencia de datos confiables para el año base de la firma adquirida puede exigir que lafirma adquirente opte por un nuevo año base que pueda aplicarse a toda la organización.

4.2 Ajuste de emisiones en el año base

Una vez que una empresa ha optado por un año base para hacer un seguimiento de lastendencias de las emisiones, se recomienda no hacer ajustes a las emisiones en el año base,salvo en la forma descrita a continuación. Debido a que el método que se recomienda enestas Directrices es comparar emisiones con respecto a un punto de referencia fijo, lasempresas no deben ajustar las emisiones en el año base para contabilizar diferencias en laproducción de año a año. En lugar de ajustar sus emisiones en el año base por cambios enla producción, las empresas deben normalizar sus emisiones en la forma descrita en elCapítulo 7 para evaluar las tendencias de las emisiones por unidad de producción.

El crecimiento o disminución de la organización no se considera condición para ajuste delas emisiones en el año base. La apertura de una nueva instalación se considera un caso decrecimiento de la organización, ya que representa una nueva fuente de emisiones de GEIque no existía con anterioridad a la fijación de un año base. Del mismo modo, laadquisición de empresas o partes de empresas que se crearon después de que se fijó el añobase de la empresa se consideran crecimiento de la organización, ya que estos cambios

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representan nuevas emisiones de GEI que se produjeron después de fijarse el año base. Nodebe haber ajustes a las emisiones en el año base en los siguientes casos:

● Se cierra una unidad operativa de una empresa● Se comienza una nueva unidad operativa● Una adquisición de una empresa o partes de una empresa que se creó después de

que se fijó el año base de la empresa adquirente● ‘Contratación externa (tercerización)’ de operaciones que se crearon después de que

se fijó el año base● ‘Realización interna13 de operaciones’ que se crearon después de que se fijó el año base

Existen situaciones en que son necesarios los ajustes a las emisiones en el año base para asegurarque las comparaciones de las emisiones anuales con las emisiones en el año base son válidas.Estas situaciones implican la transferencia de fuentes de emisiones que existían en el momentoen que se estableció el año base de una empresa a la otra. A menos que se efectúan ajustes a lasemisiones en el año base, dichos cambios podrían dar la apariencia de aumentos o disminucionesde las emisiones, cuando, en realidad, no se han producido cambios; más precisamente, lasemisiones serían meramente transferidas de una empresa a otra. Para evitar este problema,las emisiones en el año base deben ajustarse cuando se producen las siguientes situaciones:

● Cambios estructurales significativos de la organización, incluso fusiones,adquisiciones y escisiones

● Transferencia de la propiedad o control de las fuentes de emisiones● Contratación externa (tercerización) de actividades que producen emisiones● Realización interna de actividades que producen emisiones

En el caso de contratación externa y realización interna de actividades que producenemisiones, pueden existir casos en los que ajustar las emisiones en el año base no afecte eltotal de emisiones (directas más indirectas) notificadas por la empresa. Si una empresahace un seguimiento tanto de emisiones directas como indirectas y continúa incluyendo lasactividades contratadas externamente como emisiones indirectas en su inventario anual deemisiones, o si incluyó como emisiones indirectas actividades contratadas externamenteque desde entonces son realizadas internamente, ajustar las emisiones en el año base noafectará las tendencias del total de emisiones informadas. Sin embargo, aún deben hacerseajustes a las emisiones en el año base a los efectos de notificar en forma separada lasemisiones directas e indirectas, como se recomienda en estas Directrices, así como para lanotificación de acuerdo con determinados programas.

Las emisiones en el año base deben ajustarse por cambios estructurales cuando existe unefecto significativo sobre la concordancia de la notificación de las emisiones totales de laorganización. Esto puede incluir la contabilización del efecto acumulado de un número de

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13 ‘Realización interna’ implica que la empresa asume actividades que producen emisiones que erananteriormente realizadas por otra empresa como la producción de una materia prima, partes y suministros, ycalor o electricidad.

pequeñas adquisiciones o escisiones. Si bien agrega cierta complejidad, este método estáen consonancia con las prácticas de contabilidad financiera y ofrece una base útil paramedir el cumplimiento en el tiempo.

Las emisiones en el año base deben asimismo ser ajustadas por la compra o venta de fuentesimportantes de emisiones. Este podría ser el caso si una empresa comprara un activoimportante, por ejemplo, una central eléctrica o refinería. Del mismo modo, si una empresacontrata externamente actividades a otra empresa (por ejemplo, transporte de su crudo yproductos refinados), debe ajustar sus emisiones en el año base para eliminar estas fuentes, silas mismas son significativas. Por el contrario, debe agregar fuentes de emisiones a suinventario del año base si realiza internamente actividades con emisiones significativas. Noobstante, tanto para la contratación externa como para la realización interna de actividades, losajustes a las emisiones en el año base son innecesarios, si las fuentes de emisiones han sidoincluidas en el año base y continuarán siendo incluidas en el inventario ya sea comoemisiones directas o indirectas. En este caso, las emisiones totales serán concordantes en eltiempo, siempre que se incluyan en el total tanto las emisiones directas como las indirectas.

Las empresas deben asimismo ajustar sus emisiones en el año base en la forma siguiente:

● Si se producen cambios estructurales significativos en la mitad del año, lasemisiones en el año base deben ajustarse para el año entero14, y

● Las emisiones en el año base deben ajustarse por cambios de las metodologías decálculo que se traduzcan en cambios significativos de las emisiones calculadas deGEI. El hallazgo de errores o un número de errores acumulados que afecten lasemisiones en el año base deben llevar a un ajuste de las emisiones en el año base.

La necesidad de hacer ajustes a las emisiones en el año base depende de la importancia delos cambios, así como de la finalidad de actualizar las emisiones. Debido a la dificultad ycosto que implica revisar datos que pueden tener una antigüedad de más de diez años, lasempresas que notifican voluntariamente las tendencias de las emisiones pueden optar porexplicar las limitaciones de sus datos notificados anteriormente en lugar de actualizar losresultados. Sin embargo, la empresa puede no tener esta flexibilidad para la notificación, siestá recibiendo un beneficio financiero de sus reducciones notificadas (como, por ejemplo,a través de la comercialización de emisiones) o si debe notificar emisiones anterioresconforme a algún programa reglamentario.

Estas Directrices no hacen recomendaciones especiales en cuanto a qué constituye uncambio ‘significativo’ y, por lo tanto, la necesidad de ajustar las emisiones en el año base.Las empresas deben tomar nota de que algunos programas voluntarios de GEI síestablecen umbrales de importancia numérica:

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14 Las emisiones en el año base se ajustan para el año entero en lugar de en forma prorrateada para evitartener que hacer otro ajuste al año base en el año siguiente. Del mismo modo, las emisiones del año corrientese ajustaría para el año entero para que estén de acuerdo con el ajuste del año base.

● Para participantes directos en el UK Emissions Trading Scheme, el ‘umbral decambio’ es el menor del 2,5 por ciento de las emisiones en el año base o 25.000toneladas métricas de CO2 equivalente, determinado sobre una base acumulativadurante el período 2002–2006.

● Para participantes en el California Climate Action Registry, el umbral de cambio es10 por ciento de las emisiones en el año base, determinado sobre una baseacumulativa desde el momento en que se establece el año base.

Las empresas deben elaborar una política de ajuste de las emisiones en el año base ysistematizar claramente la base para hacer cualquier ajuste. La norma debe establecercualquier ‘umbral de importancia’ aplicado para considerar el ajuste a las emisiones en elaño base. (‘Umbral de importancia’ es un criterio cualitativo o cuantitativo usado paradefinir un cambio estructural significativo.) Es responsabilidad de la empresa determinar elumbral de importancia para considerar el ajuste de las emisiones en el año base. En lamayoría de los casos, el umbral de importancia depende del uso de la información, lascaracterísticas de la empresa y los principales aspectos de los cambios estructurales. Losdos ejemplos citados anteriormente ilustran este punto—el umbral para el programa decomercialización de emisiones es más estricto que para el registro voluntario.

Una vez que una empresa ha determinado cómo ajustará sus emisiones en el año base,debe aplicar esta norma en forma sistemática. Por ejemplo, debe ajustar tanto aumentoscomo disminuciones de emisiones de GEI. Las emisiones en el año base deben ajustarseretrospectivamente para contabilizar cambios específicos en la empresa que, de otro modo,invalidarían el uso de sus emisiones en el año base como punto de referencia ycomprometerían la concordancia y pertinencia de la información sobre GEI presentada.

4.3 Monitoreo del cumplimiento

Las empresas dentro de la industria del petróleo demuestran su cumplimiento con lasemisiones de GEI en una variedad de modalidades. Estas incluyen:

● Demostración de mejora continua● Limitación del nivel absoluto de sus emisiones● Limitación de la intensidad de las emisiones de sus operaciones● Reducción de la cantidad de gas que se quema o liberan en la producción del crudo● Mejora de la eficiencia energética● Compra de electricidad renovable o con emisión menos intensiva de GEI● Cambio a electricidad auto-generada con menor intensidad de emisiones que la

electricidad adquirida

Estas actividades no son mutuamente excluyentes, y muchas empresas emprenden más deuna de ellas. Cada una tiene implicancias en la forma en que la empresa notifica susemisiones de GEI.

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Las empresas pueden demostrar mejoras continuas estableciendo que sus emisiones handisminuido de un año al siguiente. Un método de esta índole elimina la necesidad deajustar de continuo las emisiones en el año base, ya que una empresa solo necesitaasegurar que las emisiones correspondientes a un año dado se notifican de maneraconcordante con el año anterior.

La demostración de cumplimiento en la reducción o limitación del nivel absoluto deemisiones con relación a un año fijo requiere el establecimiento y ajuste de emisiones en elaño base en la forma descrita en las dos secciones anteriores de este capítulo. Las empresasque opten por fijar un objetivo explícito de reducción de emisiones necesitarán considerar:

● Si fijar un objetivo absoluto o basado en la intensidad● Qué regiones geográficas abarcará● Qué actividades de la empresa estarán comprendidas● Qué GEI incluirá● Si incluir emisiones indirectas o no● A qué plazo se aplicará el objetivo● Si las compensaciones externas son parte del objetivo● Si fijar el objetivo con relación a un año base fijo o en forma anual● Cuál será el objetivo

Debido a que las descripciones detalladas de estas consideraciones para la fijación deobjetivos se ofrecen en el Capítulo 11 del Protocolo GEI revisado (WRI/WBCSD, 2004), nose repiten en el presente. Las empresas de la industria del petróleo que estén considerandoestablecer objetivos de reducción de emisiones basados en la intensidad deben remitirse alCapítulo 7 de estas Directrices para obtener información sobre los tipos de parámetros quepueden usarse para normalizar las emisiones de diferentes sectores de actividad.

Un número de empresas petroleras se han comprometido a reducir la cantidad de gas quequeman o liberan en sus operaciones ‘upstream’. Su cumplimiento en este sentido puededemostrarse notificando las tendencias de la cantidad de gas que están quemando o liberando.También puede notificarse la reducción resultante de emisiones de CH4 y CO2 para demostrarlas reducciones de las emisiones de GEI. Debido a que las emisiones de quema y venteoserán, típicamente, parte de las emisiones directas de la empresa, las reducciones de lasemisiones de quema y venteo, normalmente se recogerán en su inventario de GEI. Sinembargo, estas reducciones pueden no ser siempre evidentes si la empresa notificasolamente los resultados totales de las emisiones. Por esta razón, puede querer notificar lasemisiones de quema y venteo como una categoría separada, notificar las reducciones deemisiones directamente vinculadas a medidas adoptadas para reducir la quema y venteo onotificar las emisiones de instalaciones específicas (yacimientos) o actividades(operaciones ‘upstream’) para demostrar más claramente este aspecto de su cumplimiento.

El hecho de que las medidas adoptadas para mejorar la eficiencia energética se reflejen enel inventario de emisiones de GEI de una empresa depende de la forma en que la empresarealiza su inventario y la naturaleza de las mejoras en la eficiencia energética. Si las

4-6

mejoras en la eficiencia se aplican a las fuentes de emisiones directas, tales como calderas,turbinas y motores propios de la empresa, las mejoras en la eficiencia se reflejarán,entonces, en el cambio de las emisiones directas de GEI de la empresa. Para mejoras en laeficiencia que afectan las emisiones indirectas, como las mejoras que se traducen en elconsumo de menos electricidad adquirida, dichas mejoras solamente se reflejarán en elinventario de GEI de la empresa, si la empresa notifica las emisiones indirectas.

Las empresas pueden también reducir las emisiones de GEI cambiando los proveedores deelectricidad a firmas que producen electricidad renovable o con emisión menos intensivade GEI. Debido a que las emisiones vinculadas al consumo de electricidad son indirectas,el beneficio con respecto a las emisiones de cambiar los proveedores se reflejará solamenteen los inventarios de las empresas que notifican las emisiones indirectas. La capacidad dellevar a cabo estas reducciones de emisiones también requiere contar con factoresconfiables de emisión de GEI de los proveedores de electricidad.

Existe una situación similar—una que es más común dentro de la industria del petróleo—para empresas que cambian de comprar electricidad a generarla in situ. Si notificansolamente sus emisiones directas de GEI, sus emisiones aumentarán una vez quecomiencen a generar su propia electricidad. Sin embargo, si su propia generación de estaelectricidad es con emisión menos intensiva de GEI que la electricidad que comprabananteriormente, las emisiones reales netas habrán disminuido. Incluyendo las emisionesindirectas en su inventario, las empresas podrán demostrar el beneficio del cambio conrespecto a las emisiones. Para situaciones en las que la empresa cambia a la auto-generación y exporta el exceso de electricidad, el Capítulo 7 describe la forma decontabilizar las reducciones netas de emisiones vinculadas a la electricidad exportada.

Las empresas pueden compensar sus emisiones invirtiendo en proyectos de reducciónexterna de emisiones. Puesto que, por definición, las reducciones de emisiones de estosproyectos son externas a la empresa, las reducciones no se recogerán en el inventariopropio de la empresa. En el Capítulo 7 se describe el modo en que pueden notificarse losproyectos de reducción externa de emisiones. Del mismo modo, las empresas puedenadquirir reducciones de emisiones mediante intercambio con partes externas, lo cual puedenotificarse en la forma que se describe en el Capítulo 7.

4-7

5. Determinación de las emisiones de GEI de la industria

5.1 Gases de efecto invernadero

Los gases de efecto invernadero son aquellos gases atmosféricos que dejan pasar laradiación solar a la superficie de la tierra pero absorben la radiación infrarroja emitida poresta. A excepción del vapor de agua, estos gases están presentes en la atmósfera enconcentraciones mínimas. Los gases de efecto invernadero ingresan a la atmósfera comoparte de ciclos naturales y como resultado de actividades humanas15.

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

● Dióxido de carbono, CO2● Metano, CH4● Óxido nitroso, N2O● Hidrofluorocarbonos, HFC● Perfluorocarbonos, PFC● Hexafluoruro de azufre, SF6

Además, algunos programas de notificación, como el programa de notificación parainventarios nacionales del Panel Intergubernamental de Cambio Climático (IPCC, por susigla en inglés), incluyen a las emisiones de óxidos de nitrógeno, óxido de carbono ycompuestos orgánicos volátiles distintos al metano al dar cuenta de las emisiones de GEI.Estos compuestos contribuyen a la formación del ozono troposférico, que es en sí mismoun gas de efecto invernadero.

No deben confundirse las emisiones de óxidos de nitrógeno (NOx) con las de óxido nitroso(N2O). Si bien la denominación NOx se utiliza en ocasiones en forma colectiva parareferirse a todos los compuestos que contienen nitrógeno y oxígeno, este se define máscomúnmente como la suma de NO y NO2. Además, los métodos analíticos utilizados en lamedición de las emisiones de NOx no incluyen las emisiones de N2O. Por lo tanto, no debeconsiderarse que las emisiones de NOx equivalgan o incluyan a las emisiones de N2O alrealizar inventarios de emisiones de GEI.

Los compuestos previstos por el Protocolo de Montreal, como los clorofluorocarbonos ehidroclorofluorocarbonos, a veces se incluyen también en los inventarios de emisiones deGEI. Si bien estos compuestos también son GEI, en la actualidad reciben relativamentepoca atención como tales, dado que ya han sido suprimidos, o están siendo suprimidos, enla mayor parte de las aplicaciones.

5-1

15 La concentración atmosférica de los compuestos fluorados calificados habitualmente como GEI se debecasi exclusivamente a actividades humanas.

5.1.1 Gases de efecto invernadero de la industria del petróleo

Se recomienda que las empresas relacionadas con la industria del petróleo calculen ynotifiquen todas las emisiones significativas de cada uno de los seis GEI arribamencionados incluido dentro de los límites institucionales y operativos. Se prevé que habráemisiones de CO2 (y en menor medida, de CH4 y N2O) en prácticamente todas lasempresas de la industria, ya que estos gases se producen por combustión. El CH4 y CO2también forman parte de los materiales procesados por la industria, ya que provienen, encantidades variables, de pozos gasíferos y petrolíferos. Dado que la cantidad de N2Oproducido por combustión es bastante pequeña en relación con la cantidad de CO2producido, el CO2 y el CH4 son los GEI predominantes en la industria del petróleo.

Los HFC, PFC y el SF6, por su parte, no están tan estrechamente vinculados a la industriadel petróleo como otros GEI, pero pueden ser emitidos por varios subsectores y operacionesindustriales. Los HFC se están utilizando cada vez más en sistemas de refrigeración,incluyendo casi todos los sistemas de aire acondicionado para vehículos. Tanto los HFC comolos PFC pueden utilizarse como solventes, y los PFC se usan en algunos sistemas de extincióndel fuego. Los PFC se emiten también durante la fabricación del aluminio y en algunos procesosde manufactura de semiconductores. El hexafluoruro de azufre se utiliza en equipos eléctricos dealto voltaje y en la producción y fundición del magnesio. Dado que ninguna de estas actividadesemisoras de gases es parte esencial de la industria del petróleo, se esperaría que las emisiones deestos gases fueran leves. Sin embargo, en el caso de instalaciones o actividades específicas en lasque sí participa la industria del petróleo, estas emisiones pueden resultar significativas.

Las empresas del sector del petróleo cuyos límites institucionales incluyan industrias deproducción y procesamiento de metales, fabricación de semiconductores o transmisión ygeneración de energía, donde las emisiones de gases de efecto invernaderos pueden sersignificativas, deben consultar la guía de orientación de la industria pertinente paradeterminar cómo estimar y notificar estas emisiones de gases. Dicha orientación incluyelos siguientes documentos:

● Greenhouse Gas Emissions Monitoring and Reporting by the Aluminium Industry,(IAI, 2002; producido como Apéndice del Protocolo GEI original)

● Sector-Specific Calculation Tools, desarrollado como parte de la Greenhouse GasProtocol Initiative de WBCSD/WRI en relación con la fabricación de:• aluminio• hierro y acero• ácido nítrico• amoníaco• ácido adípico• HCFC-22 (emisiones de HFC-23) • semiconductores

Estas herramientas se encuentran en www.ghgprotocol.org/standard/tools.htm.

5-2

5.1.2 Potencial de calentamiento global de los gases de efecto invernadero

El efecto directo de los GEI en la absorción de la radiación térmica, así como sus efectosindirectos en la transformación, formación o degradación de otros GEI, y en relación conla duración de los gases en la atmósfera, son en extremo variables. Para tener en cuantaestas diferencias se ha desarrollado el concepto de Potencial de Calentamiento Global(PCG). El PCG de un gas con efecto invernadero se define como el índice de fuerzaradiactiva (efecto de calentamiento) proveniente de la liberación instantánea de 1 kg deGEI en relación con la liberación de 1 kg de CO2. Para expresar las emisiones sobre labase de su potencial de calentamiento global, la masa de las emisiones de cada GEI semultiplica por su correspondiente PCG. El resultado se expresa como emisiones de CO2equivalentes, porque el PCG se basa en el calentamiento potencial en relación con el CO2.Dado que el PCG del CO2 siempre es uno, las emisiones en masa de CO2 y las emisionesde CO2 equivalentes son idénticas.

Los potenciales de calentamiento global se calculan para diferentes períodos de tiempo,que generalmente van de 20 a 500 años. El período de tiempo más común para expresar elPCG es de 100 años. Se recomienda que las empresas utilicen un PCG de 100 años paraexpresar las emisiones basadas en CO2 equivalentes.

En la Tabla 5-1 se indica el PCG para 100 años para los seis GEI previstos por elProtocolo de Kyoto. Dado que dos de estos gases, el HFC y el PFC, representan familiasde compuestos y no especies químicas individuales, se incluyen los PCG para cada uno delos integrantes de esas familias.

Los PCG incluidos en la Tabla 5-1 se extrajeron de Cambio Climático 1995: La cienciadel cambio climático, IPCC, 1996, comúnmente denominado Segundo Informe deEvaluación. En 2001, el IPCC publicó Cambio Climático 2001: La base científica, IPCC,2001, comúnmente denominado Tercer Informe de Evaluación, que contiene revisiones delos PCG incluidos en el Segundo Informe de Evaluación.

La mayor parte de las guías de orientación existentes utilizan los valores de PCG delSegundo Informe de Evaluación, y la mayoría de los programas de notificación exigen eluso de estos valores. En la actualidad, cuando se requiere la notificación de un paíssobre emisiones de CO2 equivalentes, esta se realiza sobre la base de los PCGcontenidos en el Segundo Informe de Evaluación, y se prevé que estos valorescontinuarán siendo utilizados como base de cálculo al menos hasta el año 2012. Por lotanto, para que la industria realice una notificación coordinada de emisiones de GEI, sesugiere que las empresas utilicen los PCG contenidos en el Segundo Informe deEvaluación indicados en la Tabla 5-1 (valores de 1996). Deberán continuar utilizandoestos valores hasta que el IPCC haya aceptado los PCG actualizados para la notificaciónnacional de emisiones de GEI.

La recomendación de que las empresas utilicen los PCG para 100 años del SegundoInforme de Evaluación coincide con la forma más utilizada actualmente para la notificación

5-3

de emisiones de CO2 equivalentes16. Sin embargo, las estimaciones científicas de los PCGcambian con el correr del tiempo, y existe un debate a nivel científico y normativo sobre lapertinencia de utilizar el PCG a 100 años, o cualquier otra medida diferente al PCG. Por lotanto, las empresas deben realizar un seguimiento de sus emisiones de GEI sobre la base desu masa y sobre la base de las emisiones de CO2 equivalentes, y notificar en formatransparente qué PCG utilizan para la notificación de sus emisiones.

5-4

16 Las empresas que notifican al Programa de notificación voluntaria de gases de efecto invernadero delDepartamento de Energía de los Estados Unidos, Energy Information Agency (EIA), también conocido comoPrograma 1605b, deben tener en cuenta que la EIA utiliza los PCG del Tercer Informe de Evaluación pararecopilar estadísticas de programas resumidos.

Tabla 5-1. Potenciales de calentamiento global para 100 añosrecomendados por el Segundo Informe de Evaluación

Gas de efecto invernadero Potencial de calentamiento global

Dióxido de carbono (CO2) 1

Metano (CH4) 21

Óxido nitroso (N2O) 310

HFC

HFC-23 11.700

HFC-32 650

HFC-41 97

HFC-125 2800

HFC-134 1000

HFC-134a 1300

HFC-143 300

HFC-143a 3800

HFC-152a 140

HFC-227ea 2900

HFC-236fa 6300

HFC-4310 mee 1300

PFC

CF4 6500

C2F6 9200

C3F8 7000

C4F10 7000

C5F12 7500

C6F14 7400

Hexafluoruro de azufre (SF6) 23.900

Fue

nte:

IP

CC

199

6

Con fines comparativos, los PCG actualizados de Cambio Climático 2001: La basecientífica (IPCC, 2001), también denominado Tercer Informe de Evaluación, se incluyenen la Tabla 5-2. Como ilustra la información contenida en la tabla, los PCG actualizadosdifieren en cierta medida de los valores anteriores (algunos son superiores y otrosinferiores). Resulta de particular interés para la industria del petróleo el aumento del PCGpara el metano de 21 a 23. Si bien actualmente no se recomienda el uso de estos valores,las empresas no deben olvidar estos valores cuando se los revisa, y deben reconocer quepuede ser necesario utilizarlos en el futuro, y comprender las implicancias de los cambiosen sus niveles de emisiones.

5-5

Tabla 5-2. Potenciales de calentamiento global para 100 años revisadospero no recomendados del Tercer Informe de Evaluación del IPCC (2001)

Gas de efecto invernadero Potencial de calentamiento global

Dióxido de carbono (CO2) 1

Metano (CH4) 23

Óxido nitroso (N2O) 296

HFC

HFC-23 12.000

HFC-32 550

HFC-41 150

HFC-125 3.400

HFC-134 1.100

HFC-134a 1.300

HFC-143 330

HFC-143a 4.300

HFC-152a 120

HFC-227ea 3.500

HFC-236fa 9.400

HFC-4310 mee 1.500

PFC

CF4 5.700

C2F6 11.900

C3F8 8.600

C4F10 8.600

C5F12 8.900

C6F14 9.000

Hexafluoruro de azufre (SF6) 22.200

Fue

nte:

IP

CC

200

1

5.2 Fuentes de emisiones de gases de efecto invernadero en la industriadel petróleo

Las emisiones de gases de efecto invernadero de la industria del petróleo provienen dediversas fuentes. Esas fuentes se clasifican en tres categorías principales:

● Emisiones por combustión – incluyendo fuentes de combustión estáticas y móviles● Emisiones provenientes de procesos● Emisiones provenientes de fugas

Las emisiones de fuentes estáticas incluyen las resultantes de la combustión decombustible en calderas, hornos, quemadores, calentadores y turbinas y motores estáticos,así como la combustión de desechos en incineradores y antorchas. Estas fuentes abundanen la industria del petróleo y dan cuenta de la mayor parte de sus emisiones de GEI.

Las fuentes de combustión móviles incluyen la combustión de combustible en buques,barcazas, trenes, camiones, automóviles y aviones. Si bien estas fuentes también son deuso común en la industria del petróleo, sus emisiones son en general mucho más pequeñasque las de las fuentes de combustión estacionarias.

Las emisiones de GEI provenientes de procesos son las derivadas del procesamiento físicoo químico de materiales. En la industria del petróleo, se trata en general de caudales dehidrocarburo líquido o gaseoso. El venteo de CO2 extraído de vapores de gas y laproducción de CO2 en la manufactura del hidrógeno son ejemplos de emisionesprovenientes de procesos en la industria del petróleo. La magnitud de las emisionesprovenientes de procesos es muy variable. En el caso de algunas instalaciones de laindustria del petróleo, estas emisiones pueden ser importantes.

Las emisiones provenientes de fugas se originan de fugas ocurridas en los equipos, porejemplo, en sellos, juntas y válvulas. Las emisiones provenientes de fugas han sidohistóricamente una de las preocupaciones fundamentales en la industria del petróleo,debido a la liberación de compuestos orgánicos volátiles (hidrocarburos más pesados queel metano). En el contexto de las emisiones de GEI, las fuentes de fugas dentro de laindustria son preocupantes debido sobre todo a la alta concentración de CH4 en muchoscaudales de gases, además de la presencia de CO2 en algunos de ellos. Sin embargo, enrelación con las emisiones provenientes de combustión y de procesos, las fugas de dióxidode carbono y metano admitidas son insignificantes. (Ver el Compendio).

Las categorías de fuentes de emisiones arriba mencionadas coinciden con las contenidas enel Protocolo GEI (WRI/WBCSD, 2001). Algunas guías de orientación pueden contenerotras categorías, por ejemplo, emisiones indirectas y liberaciones de gases no habituales.Sin embargo, las fuentes reales de emisiones indirectas, así como las de emisiones nohabituales, generalmente se clasifican en una de las tres categorías arriba mencionadas. Ladivisión entre fuentes directas e indirectas se basa en los límites operativos del inventario,mientras que la distinción entre liberación de gases habitual y no habitual tiene que ver

5-6

con el momento en que ocurren las emisiones, más que con el tipo de fuente de la cualprovienen. Por lo tanto, ni las emisiones indirectas ni las liberaciones no habituales se handeterminado como categorías de fuentes separadas para los fines de estas Directrices.

Para obtener las listas de fuentes de emisiones de GEI específicas debe consultarse elCompendio. El Capítulo dos del Compendio contiene listas de tipos específicos de fuentesde emisiones, la categoría de las mismas y los tipos de GEI que emiten para numerosasfuentes de la industria del petróleo.

5-7

6. Evaluación de las emisiones de GEI de la industria

La cuantificación de las emisiones de GEI de la industria del petróleo es complicada debidoa la amplia variedad de fuentes de emisión y la naturaleza de los combustibles consumidospor la industria. Una gran parte de las emisiones provenientes de combustión de la industriadel petróleo se originan de mezclas de hidrocarburos en combustión muy variables encuanto a su composición, que no pueden caracterizarse bien con los factores de emisionespublicados. Además, la calidad de la información disponible para caracterizar las emisiones,incluyendo la composición y las cantidades de los materiales en combustión, puede variarsustantivamente entre y dentro de distintos subsectores de la industria.

Al evaluar las emisiones de GEI relacionadas con la combustión es importante comprenderla naturaleza de lo que se está quemando. Para la combustión de mezclas de hidrocarburosgaseosos en particular, las emisiones de CO2 estimadas basadas en la real composición gaseosaproporcionarán los resultados más precisos. Si la composición gaseosa no está disponible,los cálculos de las emisiones deben realizarse utilizando factores de emisión basados en lamasa (masa de CO2/masa del combustible) y la masa real de combustible quemado, obasados en la energía (masa de CO2/contenido de energía del combustible) y la cantidadreal de energía consumida. El uso de factores de emisión basados en el volumen que no hansido derivados específicamente para el combustible de interés y el volumen de combustibleconsumido producirá mucha más incertidumbre en cuanto a las emisiones calculadas.

La exactitud requerida para la notificación de las emisiones de GEI depende del uso de losdatos que se dan a conocer. Si la información se utiliza solamente con fines internos, laexactitud e integridad necesaria de esta puede ser en algunos casos limitada. Si lainformación va a utilizarse para la notificación pública voluntaria se requerirá mayor rigor.Si la información sobre emisiones va a utilizarse para generar algún beneficio financieropara la empresa, la calidad de las estimaciones de emisiones debe ser aun más rigurosa.

El objetivo de este capítulo es proporcionar orientación sobre la evaluación de lasemisiones de GEI para los principales subsectores de la industria del petróleo:

● Operaciones ‘upstream’,● Operaciones ‘downstream’, y● Productos químicos.

Este capítulo acompaña al Compendium of Greenhouse Gas Emissions EstimationMethodologies for the Oil and Gas Industry (API, 2001). Mientras que el Compendiodescribe métodos para la estimación de emisiones de GEI en la industria con un enfoqueen fuentes individuales, estas Directrices recomiendan cómo deben aplicarse los métodospara lograr diversos niveles de notificación para diferentes tipos de instalaciones de laindustria. El Compendio y una herramienta de cálculo que abarca los métodos contenidosen el Compendio estarán disponibles para su descarga gratuita en http://ghg.api.org. EstasDirectrices también se pondrán a disposición en dicho sitio web, así como enwww.ipieca.org/reporting/ghg.html y www.ogp.org.uk.

6-1

Dado que existen diversos métodos para la estimación de las emisiones, estos se handividido en tres niveles. El Nivel A proporciona las estimaciones más exactas, el Nivel Bpresenta un nivel de exactitud intermedio y el Nivel C contiene las estimaciones másgenerales. Cada Nivel se vincula a un grado estimado de incertidumbre que sería elresultado de la aplicación del Nivel a una instalación completa. Esos grados deincertidumbre se basan en un juicio profesional más que en los resultados de unrelevamiento de una instalación o instalaciones utilizadas a modo de muestra. Los gradosde incertidumbre no están pensados para aplicarlos a fuentes particulares dentro de un tipode instalación particular. Por el contrario, se proporcionan como estimación de laincertidumbre en cuanto a las emisiones totales de una instalación que se originarían de laaplicación de la totalidad de los métodos de estimación mencionados.

Los GEI evaluados en este capítulo son solamente el CO2 y el CH4, ya que son estos losprincipales GEI emitidos por la industria del petróleo. Cuando se considera que lasemisiones de uno de estos gases provenientes de un proceso particular son insignificantes,la emisiones estimadas se califican como ‘no consideradas’. Por ejemplo, como lasemisiones de metano de fuentes de combustión controladas son insignificantes encomparación con las de CO2, las primeras se califican como ‘no consideradas’ para los tresNiveles. Si bien el Compendio proporciona métodos para la estimación de las emisiones deCO2 y de CH4 provenientes de una amplia variedad de fuentes de la industria—y algunosprogramas regulatorios pueden exigir la notificación de estas y otras emisiones de GEI—esto no implica que esas emisiones sean significativas a nivel empresarial, de lainstalación, o incluso a nivel de la fuente. Las demostraciones de la insignificancia defuentes de emisión de GEI específicas en esta industria se proporcionan en los adjuntos ycasos de estudio incluidos en el Compendio.

Las emisiones de óxido nitroso (N2O) no se incluyen en los métodos de estimación deemisiones descritos en este capítulo. Si bien el N2O se forma durante la combustión, losanálisis de las pruebas de emisiones indican que las cantidades producidas soninsignificantes si se las compara con las emisiones de CO2—aun si se tiene en cuenta elalto PCG del N2O. Además, hay relativamente poca información disponible con la cualevaluar las emisiones de N2O provenientes de la combustión. Dado que no existeconocimiento de que las emisiones de N2O provengan de otras fuentes de la industria delpetróleo—fugas o procesos—las emisiones de N2O no se incluyen en este capítulo. Lasemisiones de N2O sí tienen lugar a través de la producción del ácido adípico y del ácidonítrico, y sería necesario incluirlas en los inventarios de emisiones para las instalacionesque producen esas sustancias. Sin embargo, esas instalaciones en general no se clasificancomo parte de la industria del petróleo, ni siquiera de la industria petroquímica.

La definición de Niveles depende del subsector de la industria en consideración, dado quela naturaleza de los datos disponibles para estimar las emisiones varía de subsector asubsector, en particular entre las operaciones ‘upstream’ y los otros subsectores. Lassiguientes secciones de este capítulo describen cómo se aplica la clasificación por niveles alos tres principales subsectores de la industria.

6-2

6.1 Evaluación de las emisiones de GEI provenientes de las operaciones‘upstream’

La Tabla 6-1 ilustra los tres Niveles de cálculo para estimar las emisiones de GEIprovenientes de las operaciones ‘upstream’ de la industria del petróleo. En el Apéndice B,las secciones del Compendio que describen los métodos de cálculo recomendados hacenreferencia a esta tabla. Dado que la mayoría de las emisiones provenientes de lasoperaciones incluidas en la Tabla 6-1 provienen de la combustión (ya sea de equipos o deantorchas) o del venteo del gas producido, las principales diferencias entre los Niveles serelacionan con el nivel de detalle de la información sobre la composición del gasproducido y las cantidades quemadas en equipos, en antorcha o por venteo.

6-3

Tabla 6-1. Niveles de exploración y producción

Categoríade fuentes

Fuentes decombustión

Quema

GEI

CO2

CH4

CO2

CH4

Consumo de combustiblebasado en categorías, horas deactividad y cargas asumidaspara los motores/turbinas(equilibrio de energía paracalderas/calentadores); factor ofactores de emisión decombustible predeterminadossobre la base de medicionesreales de composición decombustible, si están disponibles

No consideradas

Cantidad de gas quemadobasada en medidas de relaciónpetróleo/gas disponibles y encantidad de petróleoproducido. Se aplican losfactores predeterminados deemisiones locales de CO2 o elfactor basado en composiciónde gas, si está disponible

Calculada de la informaciónprecedente, fracción demetano asumida o conocida ymetano residualpredeterminado (eficiencia dela quema)

Método de estimación

Consumo de combustiblebasado en categorías, horasde actividad y cargas para losmotores/turbinas (equilibrio deenergía paracalderas/calentadores);factores de emisión decombustible (masa/masa omasa/valor calorífico) basadosen factores predeterminados

No consideradas

Cantidad de gas quemadobasada en medidas derelación petróleo/gasperiódicas disponibles y encantidad de petróleoproducido. Composición degas medida en intervalossimilares o aplicación defactores predeterminados deemisiones locales de CO2

Calculada de la informaciónprecedente sobre cantidad degas, composición de gasmedida o asumida y metanoresidual predeterminado(eficiencia de la quema)

Consumo de combustible basado

en medición en único punto* y en

integración de flujo de masa para

gas de calentamiento, registros

de compra o mediciones de

tanque para combustibles para

bienes básicos (p.ej. gas natural,

diesel); factores de emisión de

combustible (masa/masa o

masa/valor calorífico) basados en

factores predeterminados

No consideradas

Cantidad de gas quemado

basada en medidas/mediciones

y en medidas de relación

petróleo/gas frecuentes y en

cantidad de petróleo producido.

Composición de gas medida en

intervalos similares o aplicación

de factores predeterminados de

emisiones locales de CO2

Calculada de la información

precedente sobre cantidad de

gas, composición de gas

medida o asumida y metano

residual predeterminado

(eficiencia de la quema)

Niveles de estimacionesNivel C Nivel B Nivel A

Incertidumbre+/- 30–60% +/- 20–40% +/- 10–30%

continuación

6-4

Tabla 6-1. Niveles de exploración y producción, continuación

Venteo de gasasociado

Remoción degas ácido

Deshidrataciónde glicol

Purgado detanque

Otras fuentesprovenientesde procesos

CO2

CH4

CO2

CH4

CO2

CH4

CO2

CH4

CO2

CH4

Incluir solo para caudales ricosen CO2. Cantidad de gasliberado basada en medicionesde relación gas/petróleodisponibles y en la cantidad depetróleo producido; duraciónasumida de cortes de antorchapor venteo inadvertido. Se utilizael valor local predeterminado ola composición real del gas, loque esté disponible.

Cantidad de gas liberadobasada en mediciones derelación gas/petróleodisponibles y en la cantidad depetróleo producido; duraciónasumida de cortes de antorchapor venteo inadvertido. Se utilizael valor local predeterminado ola composición real del gas, loque esté disponible.

Emisiones basadas en cantidadde gas producido y contenidode CO2 residual asumido. Usode la composición de gas localo de la toma real, lo que estédisponible.

No consideradas

No consideradas

No consideradas

No consideradas

No consideradas

No consideradas

No consideradas

Cantidad de gas liberadoestimada (por ejemplo, pormediciones periódicas derelación gas/petróleo ycantidad de petróleoproducido; duración asumidade cortes de antorcha porventeo inadvertido).Composición del gas medidaa intervalos similares.

Cantidad de gas liberadoestimada (por ejemplo, pormediciones periódicas derelación gas/petróleo ycantidad de petróleoproducido; duración asumidade cortes de antorcha porventeo inadvertido).Composición del gas medidaa intervalos similares.

Resultados de simulación deproceso, como AmineCalc.

Aplicación de factores deemisión genéricos oresultados de simulación deproceso como AmineCalc

No consideradas

Aplicación de factoresgenéricos de emisiones

No consideradas

Aplicación de factores deemisiones genéricas -o-ecuaciones de estimación deemisiones

Procesar el equilibrio de masacomo en el Compendioutilizando los datos de actividadbasados en las mejoresestimaciones de ingeniería

No consideradas

Cantidad de gas liberado

estimada (por ejemplo, por

mediciones frecuentes de

relación gas/petróleo y cantidad

de petróleo producido; duración

asumida de cortes de antorcha

por venteo inadvertido).

Composición del gas medida a

intervalos similares.

Cantidad de gas liberado

estimada (por ejemplo, por

mediciones frecuentes de

relación gas/petróleo y cantidad

de petróleo producido; duración

asumida de cortes de antorcha

por venteo inadvertido).

Composición del gas medida a

intervalos similares.

Equilibrio de masa a lo largo de

la unidad de amina (por ejemplo,

basado en la diferencia entre el

flujo de gas de entrada y la

fracción de CO2 y el flujo de gas

de salida y la fracción de CO2—

parámetros medidos)

Resultados de simulación de

proceso, como AmineCalc.

No consideradas

Aplicación de factores genéricos

de emisiones

No consideradas

Medida de gas venteado o

aplicación de proceso de

simulación como el E&P Tank

Procesar el equilibrio de masa

como en el Compendio utilizando

los datos de actividad basados

en las mejores estimaciones de

ingeniería

No consideradas

Niveles de estimacionesNivel C Nivel B Nivel A

Incertidumbre+/- 30–60% +/- 20–40% +/- 10–30%

Método de estimaciónCategoríade fuentes GEI

continuación

Parte de la distinción entre Niveles se basa en la frecuencia de la toma de muestras decaudales de gas. Esto se aplica tanto a los caudales de gas liberado como a los caudales degas bajo combustión. Los intervalos de tomas de muestras específicos no se incluyen en laTabla 6-1. El aumento en la frecuencia de la toma de muestras reducirá la incertidumbresobre las emisiones estimadas de una instalación, en particular en el caso de grandescaudales de composición y flujo variable. Los caudales de gas con composicionesrelativamente constantes requerirán una toma de muestras menos frecuente, mientras queaquellas con composiciones más variables requerirán una toma de muestras más frecuente.

6.2 Evaluación de las emisiones de GEI de refinación de petróleo ypetroquímicos

Las emisiones de GEI de la actividad de refinación del petróleo provienen principalmentede la combustión y de procesos, incluyendo regeneradores de unidades de craqueocatalítico de fluido y plantas de hidrógeno. Las emisiones de GEI provenientes de fugas sedarán en general en cantidades muy inferiores a las provenientes de otras fuentes.

Las fuentes de las emisiones de la producción petroquímica son similares. La Tabla 6-2muestra los tres niveles para cuantificar las emisiones de GEI provenientes de la refineríadel petróleo y de la producción petroquímica. Al igual que en el caso de la Tabla 6-1, lassecciones del Compendio que describen las metodologías de estimación de emisiones paralos métodos recomendados en esta Tabla están contenidas en el Apéndice B.

6-5

Tabla 6-1. Niveles de exploración y producción, continuación

Fuentes nohabituales

Emisionesfugitivas deprocesos

Instalacionessin actividad

CO2

CH4

CO2

CH4

CO2

CH4

No consideradas

No consideradas

No consideradas

No consideradas

Estimaciones de ingeniería

Estimaciones de ingeniería

Incluir solo caudales >30% CO2sobre la base de factores deemisiones promedio del nivel decomponentes y en medicionesde componentes habituales

Sobre la base de factores deemisiones promedio del nivel decomponentes y en medicionesde componentes habituales

Estimaciones de ingeniería

Estimaciones de ingeniería

Incluir solo caudales >30% CO2

sobre la base de factores de

emisiones promedio del nivel de

componentes y en mediciones de

componentes reales

Sobre la base de factores de

emisiones promedio del nivel de

componentes y en mediciones de

componentes reales

Niveles de estimacionesNivel C Nivel B Nivel A

Incertidumbre+/- 30–60% +/- 20–40% +/- 10–30%

Método de estimaciónCategoríade fuentes GEI

Si el operador no está dispuesto a proporcionar datos sobre las emisiones de GEI o sobreactividades o no le es posible hacerlo, las emisiones E&P pueden estimarse realizando unprorrateo hacia la siguiente instalación de producción operada por la compañía

* La medición en único punto se refiere al uso de un único medidor para medir la totalidad del flujo de gas para toda una instalación o parte

de una instalación, en lugar de medir el flujo de cada fuente de emisiones en forma separada.

6-6

Tabla 6-2. Niveles de refinación de petróleo y productos petroquímicos

Fuentes decombustión

Combustión deCoque CCF

Quema

Planta dehidrógeno(proceso)

CO2

CH4

CO2

CH4

CO2

CH4

CO2

CH4

Insumo térmico (combustiblequemado) estimado sobre labase de categorías diseñadaspara la planta y horas deoperación, factores decombustible predeterminados

No consideradas

Insumo térmico (combustiblequemado) basado encategorías diseñadas paraplanta y horas de operación,factor coque predeterminado

No consideradas

Estimaciones de ingenieríadel gas quemados, es decir,utilizando correlación delongitud de antorcha del API yfactor predeterminado paragas de refinería

No consideradas

Equilibrio de masa delproceso basado enproducción estimada dehidrógeno

No consideradas

Insumo térmico (combustible)basado en mediciones oequilibrios de energía encalentadores/calderas,composición del combustibleobtenida de tomas demuestras instantáneasocasionales.

No consideradas

Índice de combustión decoque calculado sobre labase del equilibrio demasa/energía del proceso y ala composición promedio delcoque basada en toma demuestras instantáneas – o –estimado directamente deconcentraciones de CO y CO2en escapes (muestrasinstantáneas) e índice de flujode aire/oxígeno alregenerador

No consideradas

Estimaciones de ingeniería deprocesos del volumen deantorcha sobre la base detasas conocidas de purga,flujos de unidades de procesoa la antorcha y estimacionesde quemado no habitualsobre la base de registros deplanta. La composiciónpromedio ponderada del gasde antorcha se basa en lacomposición estimada.

No consideradas

Método ‘simple’ delCompendio basado enproducción estimada dehidrógeno

No consideradas

Insumo térmico (combustible)basado en mediciones* oequilibrios de energía encalentadores/calderas,composición del combustibleobtenida de tomas demuestras instantáneasfrecuentes.

No consideradas

Índice de combustión decoque calculado sobre labase del equilibrio demasa/energía del proceso y ala composición promedio delcoque basada en toma demuestras instantáneas – o –estimado directamente deconcentraciones de CO y CO2en escapes (muestrasinstantáneas) e índice de flujode aire/oxígeno alregenerador

No consideradas

Volumen de antorcha estimadoa partir de los medidores degas de antorcha si los haydisponibles, tasas conocidasde purga y mejoresestimaciones de ingeniería deprocesos, composiciónpromedio del gas de antorchabasada en muestrasinstantáneas a lo largo del añoajustadas en caso de quemadosignificativo no habitual.

No consideradas

Método ‘complejo’ delcompendio, es decir, equilibriode masa del proceso basadoen la tasa de carga delreformador conocido ycomposición

No consideradas (verificaciónde muestra de contenido demetano de caudal de CO2liberado)

Niveles de estimacionesNivel C Nivel B Nivel A

Incertidumbre+/- 15–30% +/- 15% +/- 5–10%

Método de estimaciónCategoríade fuentes GEI

6.3 Importancia relativa

El concepto de importancia relativa se discute en el Capítulo 8 de estas Directrices en elcontexto de verificación de los inventarios de emisiones. Como ahí se describe, unadiscrepancia importante es aquella que afectaría el proceso de toma de decisiones oacciones de un participante que esté utilizando la información contenida en el inventario.La importancia relativa no debe entenderse como una cantidad de emisiones permitida queuna entidad que notifica puede omitir de su inventario. No obstante, las empresas querealizan inventarios sobre emisiones inevitablemente toman decisiones relacionadas conlas fuentes de las emisiones y con los GEI que consideran poco significativos.

6-7

Tabla 6-2. Niveles de refinación de petróleo y productos petroquímicos,continuación

Otras fuentesprovenientesde procesos

Fuentes nohabituales

Fuentesprovenientesde fugas deprocesos

Fuentes deotras áreas

Refinerías yplantaspetroquímicassin actividad

CO2

CH4

CO2

CH4

CO2

CH4

CO2

CH4

CO2

CH4

No consideradas

No consideradas

No consideradas

No consideradas

No consideradas

No consideradas

No consideradas

No consideradas

Equilibrio de masa de procesotal como en el Compendio,utilizando datos de actividadbasados en mejoresestimaciones de ingeniería

No consideradas

Estimaciones de ingeniería

Estimaciones de ingeniería

No consideradas

No consideradas

No consideradas

No consideradas

Equilibrio de masa de procesotal como en el Compendio,utilizando datos de actividadbasados en mejoresestimaciones de ingeniería

No consideradas

Estimaciones de ingeniería

Estimaciones de ingeniería

No consideradas

No consideradas(posiblemente significativaspara suministro de gas naturalpor gasoducto)

No consideradas

No consideradas

Niveles de estimacionesNivel C Nivel B Nivel A

Incertidumbre+/- 15–30% +/- 15% +/- 5–10%

Método de estimaciónCategoríade fuentes GEI

En el caso de refinerías en que el operador no está dispuesto o no puede proporcionar datossobre emisiones de GEI o datos de actividad, las emisiones pueden estimarse realizando unprorrateo hacia la siguiente refinería en actividad equivalente, con los ajustes correspondientessegún la rigurosidad del proceso y las propiedades del crudo. Un método similar puedeaplicarse a las instalaciones petroquímicas si la materia prima, los procesos y los productos sonlo suficientemente similares.

* Las mediciones pueden realizarse en los tanques de compensación de combustible en vez de en las fuentes de combustión individuales.

Nota: Los datos de control de pérdidas de refinería (equilibrio de masa de carbono) pueden proporcionar una incertidumbre menor que el

Nivel B y el Nivel C, y por lo tanto pueden utilizarse para verificar los resultados de emisiones de CO2.

Estas Directrices no hacen ninguna recomendación especial con referencia al nivel mínimode emisiones que pueden omitirse de un inventario de GEI. No se recomienda un nivelmínimo específico de emisiones porque un nivel que no es significativo para unainstalación, como una refinería de petróleo, puede ser muy significativo para otra, comouna terminal. En caso de que las empresas deseen aplicar algún tipo de prueba sobre susniveles de emisiones, se recomienda que la apliquen en forma colectiva a todas las fuentesdentro de una instalación o subsector. Esto asegurará que el total de muchas pequeñasfuentes no pase a ser una omisión significativa (o importante). Las empresas que aplicanun umbral numérico para su notificación deben documentar esa información en suinventario.

Las empresas deben reconocer que algunos programas de GEI han establecido umbrales,ya sea para fuentes particulares o para las emisiones totales, que permiten omitir de losinformes a las fuentes menos importantes. El UK Emissions Trading Scheme y elCalifornia Climate Action Registry son dos de dichos programas. Es aconsejable que lasempresas que estén considerando participar en esos programas revisen sus normas internaspara asegurarse de cumplir con los requerimientos de los mismos.

6-8

7. Notificación de emisiones de GEI

Al notificar emisiones como parte de un programa de GEI establecido, las empresas debenseguir las normas de dichos programas. En el caso de la notificación voluntaria deemisiones de GEI, se recomienda que las empresas de la industria del petróleo sigan laorientación proporcionada en este capítulo. La orientación proporcionada a continuación yparte de las Secciones 7.1 y 7.2 proviene del Protocolo GEI (WRI/WBCSD, 2001). Lassecciones 7.1 y 7.2 también se refieren a la suma de datos y los métodos de normalizaciónutilizados por el Instituto Estadounidense del Petróleo.

Contenido de una notificación pública de emisiones de GEI

Una notificación pública de emisiones de GEI debe incluir los siguientes tipos deinformación:

1. Descripción de la institución que notifica y sus límites:● Una breve descripción de la institución y los límites de notificación elegidos● El período de notificación que abarca● Una descripción de los tipos de fuentes excluidos y los motivos de la exclusión

2. Información sobre emisiones y cumplimiento:● Emisiones basadas en control operativo y/o participación en el capital (especificar)● Emisiones directas y cualquier emisión indirecta notificada por separado● Emisiones para cada GEI notificadas por separado sobre la base de la masa y de

CO2 equivalentes. ● Emisiones subdivididas, por ejemplo, por grupo de actividades, instalación, país o

tipo de fuente, en forma coincidente con las prácticas de notificación normales de laempresa

● Cumplimiento de emisiones en el tiempo, y, si corresponde, en relación con un añobase y un objetivo; especificación del año base

● Emisiones normalizadas● Cumplimiento en relación con puntos de referencia internos y externos (opcional)

3. Información de sustento● Descripción de metodologías utilizadas para cuantificar emisiones● Cualquier información sobre los datos (por ejemplo, el uso de datos preliminares para

estimar las emisiones pendientes de la ulterior disponibilidad de datos definitivos)● Contexto de cualquier cambio significativo registrado en las emisiones● Emisiones vinculadas a energía exportada● Reducción de emisiones resultantes de proyectos que reemplazan las emisiones

provenientes de la producción energética externa a los límites del inventario conenergía exportada con menos emisiones

● Otras reducciones de emisiones adjudicadas, vendidas o adquiridas de terceros.● Emisiones de carbono secuestrado biológicamente (por ejemplo, biocombustibles o

biomasa en combustión)

7-1

● Emisiones de carbono secuestrado geológicamente (por ejemplo, proveniente deoperaciones de recuperación de petróleo mejorada por inyección de CO2)

● Descripción de cualquier programa de gestión o reducción de GEI dentro o fuera delos límites de notificación de la empresa

● Descripción de los resultados de cualquier procedimiento externo de garantíarealizado con referencia a los datos sobre emisiones incluidos en el informe

● Nombre de una persona con quien contactarse de requerirse más información● Discusión sobre la calidad del inventario (opcional)● Emisiones de GEI no contempladas por el Protocolo de Kyoto (opcional)

El motivo de solicitar la notificación de esta forma es proporcionar suficiente contexto alreceptor de los mismos como para interpretarlos. Las empresas deben determinar a sucriterio cómo incluir en la notificación la información precedente y cuánta informaciónincluir. Por ejemplo, la notificación de emisiones normalizadas solo resulta de utilidad si laactividad que causa las emisiones está bien definida y puede cuantificarse con prontitud(ver Sección 7.2). Asimismo, los tipos de información complementaria que se sugiere parala notificación no resultarán apropiados para todas las empresas, y puede ser imposibleincluir información muy detallada en informes ambientales o de sustentabilidad de unadeterminada empresa. En ese caso, las empresas deben poner a disposición la informaciónmás detallada posible por otros medios, por ejemplo, a través de su sitio web o mediantesu persona de contacto para el inventario.

El resto del presente capítulo proporciona orientación sobre la notificación referente alcumplimiento de las emisiones de GEI de la industria del petróleo, concentrándose en elPunto 2 arriba mencionado (información sobre emisiones y cumplimiento).

7.1 Suma de datos

Las emisiones de gases de efecto invernadero pueden sumarse a lo largo de diversasdimensiones, incluyendo límites institucionales y operativos, límites geográficos, sectoresindustriales, divisiones de la empresa, instalaciones y tipos de fuentes. Como se discutió enel Capítulo 3, las empresas en general fijan sus límites institucionales generales para lanotificación, ya sea sobre la base del control operativo o de la participación en el capital.Se insta a las empresas, que pueden notificar sobre ambas bases, a hacerlo.

7.1.1 Suma por límites operativos

Las empresas de la industria del petróleo deben notificar sus emisiones operativas para suslímites institucionales seleccionados en tres categorías diferentes:

● Emisiones directas● Emisiones indirectas de importaciones de energía (si se notifican dichas emisiones)● Otras emisiones indirectas especificadas por subcategoría (si se notifican dichas

emisiones)

7-2

La razón para notificar diferentes tipos de emisiones en forma separada es proporcionar unpanorama claro de qué emisiones de GEI se notifican. La notificación de emisionestambién debe estar completa en cuanto a cada categoría o subcategoría. Las emisionesdirectas deben incluir cualquier emisión vinculada a la producción de energía exportada,como vapor o electricidad. Si una empresa opta por notificar las emisiones indirectasprovenientes del consumo de energía adquirida, la cifra notificada debe estarcompletamente separada de las categorías de emisiones directas y de otras emisionesindirectas, y debe representar un inventario completo de las emisiones indirectas deimportaciones de energía. Si una empresa opta por notificar otras emisiones indirectas,estas deben quedar completamente separadas de las emisiones directas y de las emisionesindirectas derivadas del consumo de la energía adquirida. Cada subcategoría de otrasemisiones indirectas incluidas en el inventario debe estar contenida en la lista, y lanotificación debe ser completa dentro de cada subcategoría. Esto significa que si unaempresa opta por notificar un tipo particular de emisiones indirectas, debe notificar esasemisiones para todas las fuentes pertinentes, y no en forma selectiva.

Las empresas que exportan energía pueden optar por notificar las emisiones vinculadas a laenergía exportada en una nota o memorando referente a las emisiones notificadas, o comoparte de la información de sustento que acompaña sus datos. Además, si han instalado unaunidad generadora (o cogeneradora) que tiene como resultado una reducción neta de lasemisiones de GEI, pueden cuantificar esas reducciones como un proyecto específico dereducción de emisiones e incluirlas en el inventario como compensación de emisiones.

La Figura 7-1 ilustra la forma en que las sociedades notificarían sus emisiones de GEI parauna de sus empresas o para una instalación particular, como una refinería de petróleo. Eneste ejemplo, una cifra de 80 emisiones directas (incluyendo 15 relacionadas con la energíaexportada) se notifica separadamente de las emisiones indirectas. Las emisiones indirectasconsisten en emisiones provenientes del consumo de energía adquirida (30) y otrasemisiones indirectas (10), notificándose las emisiones indirectas de la energía importadaseparadamente de otras emisiones indirectas incluidas. Sin embargo, además de estasfuentes de emisiones directas e indirectas, esta empresa ha implementado un proyecto quetiene como resultado la reducción de emisiones fuera de sus límites de notificación (20).En el caso de una refinería, podría tratarse de la instalación de una unidad cogeneradoraque exporta electricidad y por lo tanto, reemplaza las emisiones provenientes de lageneración de electricidad con más CO2.

Energía exportada

Es una práctica común en la actualidad que las empresas de la industria del petróleoexporten energía (electricidad, vapor o agua caliente). Algunas empresas han establecidosubsidiarias o ‘joint ventures’ con la finalidad de generar electricidad para la venta. Lasoperaciones de refinación y petroquímicos suelen cogenerar vapor y electricidad, yvenden la electricidad que no necesitan para sus propios procesos de producción. Alnotificar sus emisiones de GEI, las empresas deben incluir las emisiones de la energíaexportada en el total de sus emisiones directas, como se indica en la Figura 7-1.

7-3

Cualquier reducción neta que resulte del reemplazo de fuentes de energía con un índicede emisiones superior fuera de los límites de notificación de la empresa debe notificarsecomo una reducción de emisiones basada en proyectos, lo que puede utilizarse paracompensar las emisiones de la empresa.

Las empresas pueden optar por realizar el seguimiento de emisiones provenientes de laenergía exportada en forma separada e incluir esta información en una nota a su inventariode emisiones o en la información complementaria. El seguimiento de las emisionesprovenientes de la energía exportada les permitirá sumar y normalizar sus emisiones enforma coherente, como se describe en la Sección 7.2.

La estimación de emisiones vinculada a la energía exportada de plantas caloríficas yenergéticas combinadas se maneja en forma análoga a la estimación de emisionesprovenientes de la energía importada de dichas plantas. Las empresas deberán distribuir lasemisiones de GEI vinculadas a la energía exportada por una planta entre calor y energía dela misma forma que lo hacen para la energía importada, a menos que exporten todo elcalor y la energía de la planta. Dado que la mayoría de las refinerías y plantaspetroquímicas con instalaciones para cogeneración utilizan en general al menos parte de laenergía producida internamente, se prevé que la distribución de las emisiones seránecesaria en la mayoría de los casos. Los métodos de asignación de emisionesprovenientes de instalaciones de cogeneración se describen en la Sección 3.2.2.

7-4

Figura 7-1. Suma de emisiones a lo largo de los límites operativos

Emisiones directas

Emisiones indirectas

80

Importaciónde energía

15

65 30

Energía exportada

Otros

10

20

Reducción delproyecto

resultante dereemplazar la

electricidad degeneración

externa

7.1.2 Suma de emisiones a lo largo de otras dimensiones

Las empresas notifican sus emisiones de GEI en diversos niveles de suma, desde fuentesparticulares a la totalidad de la sociedad. La notificación a nivel de la fuente tendría lugar,por ejemplo, en el caso de empresas estadounidenses a las que se les exige presentarinformes sobre sus emisiones de CO2 provenientes de unidades de generación eléctricareguladas por el programa de Lluvia Ácida de la EPA de los Estados Unidos. Lanotificación a nivel empresarial se realiza más comúnmente como parte del procesointerno de notificación de emisiones y como parte de la notificación pública voluntaria.

La suma de datos en uno o más niveles entre fuentes particulares y toda la empresa serequiere a menudo en el caso de programas que implican la notificación de GEI. Lasnormas del programa generalmente definen cómo deben sumarse los datos. El EUEmissions Trading Scheme requiere la notificación de emisiones a nivel de la instalación,mientras que el UK Emissions Trading Scheme se basa en las fuentes de emisiones de unaempresa (o en aquellas fuentes de emisiones comprendidas en un sector de negociosparticular de la empresa) domiciliada dentro del Reino Unido. Dado que las normas parasumar los datos varían, las empresas deben mantener sus datos sobre emisiones de laforma más desagregada posible. Esto les permitirá sumar fácilmente los datos de acuerdocon las normas de cualquier programa en el que elijan participar.

Para la notificación voluntaria fuera de los programas de GEI establecidos, las empresaspueden sumar sus emisiones y presentar informes sobre las mismas en múltiples niveles,incluyendo los siguientes:

● Para instalaciones específicas y principales● Por división política (por ejemplo, país, provincia o estado)● Por unidad de negocios

Estas directrices no realizan recomendaciones especiales acerca del nivel en que debenbasarse las empresas para sumar los datos de sus emisiones a fin de presentar loscorrespondientes informes. Sin embargo, si las empresas suman y notifican otros datosambientales en esos niveles, se recomiendan que hagan lo propio con las emisiones de GEI.

Las operaciones desarrolladas por las empresas de la industria del petróleo son muyvariadas. Algunas desarrollan solamente operaciones de exploración y producción, otras sededican principalmente a actividades de refinería o a la producción petroquímica. Lasempresas más grandes operan en todos los subsectores principales. Por este motivo, lasempresas pueden querer notificar sus emisiones de GEI clasificadas por subsectoresindustriales. En la actualidad, sin embargo, no existe una clasificación de subsectoresampliamente aceptada, ni un acuerdo sobre la definición de los mismos. Si bien lostérminos ‘exploración y producción’, ‘refinación’ y ‘productos químicos’ se usancomúnmente y se entienden como categorías generales dentro de la industria, lasactividades que incluyen estos subsectores varían de empresa a empresa. Por ejemplo, eltransporte de crudo entre las unidades de producción y las refinerías puede incluirse como

7-5

parte de las operaciones de producción o como un subsector separado. Del mismo modo,el transporte de productos refinados puede incluirse en un subsector de la refinería, comoparte del departamento de comercialización, o como un subsector separado. Además, lasactividades de una empresa que se utilizan como base de notificación pueden nocorresponder a los subsectores de la industria, lo que complica todavía más el proceso denotificación por subsector.

El American Petroleum Institute recopila datos sobre las emisiones de GEI por subsectorde la industria como parte de su Environmental, Health and Safety Benchmarking Surveyanual. Dicho relevamiento divide las operaciones de la industria en varios subsectores coneste fin. La Tabla 7-1 muestra los subsectores del borrador del API como ejemplo de laforma en que un grupo comercial de la industria del petróleo consideró la suma deemisiones. Las definiciones de estos subsectores se incluyen en las instruccionespreliminares del estudio de ‘benchmarking’ del API (API, 2003).

7-6

La suma de emisiones por subsector de la industria se realiza para permitir una mejorcomparación entre las empresas participantes y para facilitar la normalización de lasemisiones, como se indica en la siguiente sección de este capítulo. Las empresas queactualmente no están notificando las emisiones por subsectores con otros fines y todavíano han determinado cómo sumarán sus emisiones, pueden consultar al API para conocer suserie de subsectores definitiva, ya que esta no estaba disponible en la fecha de publicaciónde estas Directrices.

Es posible que algunas empresas necesiten expandir las categorías incluidas en la Tabla 7-1.Esta tabla no contiene subsectores separados para la producción de gas natural licuado opara instalaciones de conversión de gas a líquidos. Las empresas que dispongan de talesinstalaciones pueden incluir las emisiones de las mismas como categorías separadas.

Tabla 7-1. Notificación preliminar de emisiones de GEI del API Subsectorespara ‘benchmarking’ de la industria

Emisiones masivas

Industria del petróleo Sub-sectores CO2 CH4

1. Exploración y producción

2. Refinación

3. Transporte y terminales

4. Oleoductos

5. Operaciones marinas

6. Productos químicos

7. Minería y minerales

Fue

nte:

AP

I, 20

03

La Tabla 7-1 tampoco contiene un subsector específico para la producción comercial deenergía o para las instalaciones de cogeneración in situ. Algunas instituciones prefierenpresentar la generación de electricidad como un subsector separado para demostrar másclaramente las reducciones de emisiones vinculadas a la cogeneración y para eliminar unavariable en las emisiones de línea base de las refinerías.

Al hacer la notificación en el formato contenido en la Tabla 7-1, es importante que lasempresas indiquen explícitamente qué tipo de emisiones se notifican: emisiones directas,emisiones directas más emisiones indirectas, o emisiones directas más emisiones indirectasde importaciones de energía menos emisiones de exportaciones de energía. El uso delúltimo método puede eliminar una fuente de variabilidad al realizar el ‘benchmarking’ delas emisiones de instalaciones o sectores.

7.2 Normalización de datos sobre emisiones

Hay dos aspectos principales del cumplimiento de GEI de interés para la gerencia y laspartes vinculadas (‘stakeholders’): la cantidad absoluta de emisiones de GEI y la cantidadde emisiones relativa a alguna medida de producción La medida de producción puede seren unidades físicas, como toneladas, barriles o kilowatts por hora, o en unidadesmonetarias, por ejemplo, emisiones por dólar de ventas. Las emisiones expresadas entérminos de producción se califican como emisiones ‘normalizadas’ (o en ocasiones‘basadas en índices’).

La normalización de emisiones facilita las comparaciones entre productos y procesos similaresy a la vez registra las diferencias en los niveles de producción. Las empresas presentaninformes sobre emisiones normalizadas por diversas razones, incluyendo las siguientes:

● Realizar el seguimiento del cumplimiento en el tiempo, ● Comparar el cumplimiento entre operaciones comerciales similares dentro de la

empresa, y● Facilitar comparaciones con otras empresas.

Las sociedades deben normalizar sus emisiones de forma tal que sirva para sus actividadesy sustente su proceso de toma de decisiones. Dentro de la industria del petróleo, el perfilde emisiones de las instalaciones dentro de subsectores particulares, como la refinería oproducción de petróleo, puede variar mucho, aun cuando se produzcan productos similares.Para fines de procesos de mejora internos, puede ser apropiado contabilizar las diferenciasen estos procesos al normalizar las emisiones. En el caso de informes públicos externospuede resultar más apropiada una normalización bruta basada en la producción. Lassociedades deben normalizar sus emisiones para la notificación externos de manera tal quesus participantes puedan comprender e interpretar su cumplimiento mejor que con merosinformes sobre emisiones absolutas. Es importante que las empresas que presentaninformes sobre resultados de emisiones normalizadas proporcionen una perspectiva sobretemas tales como el alcance y las limitaciones de la normalización a fin de dar un contextomás amplio a los usuarios de la información.

7-7

Como se indicó anteriormente, las emisiones pueden normalizarse sobre la base decantidades físicas de producción o al valor de la misma. Dado que los valores de laproducción en la industria del petróleo están estrechamente ligados al precio del crudo, serecomienda que las empresas no normalicen sus emisiones en términos monetarios. Laamplia variabilidad de los precios del crudo de año a año, e incluso en el correr de un año,podría hacer que las emisiones normalizadas sobre la base de la producción monetaria notuvieran mucho sentido. Se recomienda, por el contrario, que las emisiones se normalicensobre la base de la producción física. Las bases para la normalización de emisiones dentrode la industria del petróleo todavía no se han establecido firmemente. Teniendo en cuentala amplia variedad de actividades de la industria, y el hecho de que muchas empresas de laindustria del petróleo realizan solo algunas de esas actividades, es imposible lograr unaúnica base de normalización. Sin embargo, sí es posible normalizar las emisiones parasubsectores específicos. De hecho, muchas empresas normalizan actualmente susemisiones de GEI y contaminantes del aire regulados en sus informes públicos sobreemisiones (por ejemplo, ver IPIECA, 2003).

Como parte de su encuesta de ‘benchmarking’ de la industria, el API ha desarrolladoíndices de normalización coincidentes con los subsectores del borrador indicados en laTabla 7-1 (API, 2003). Estos índices constan en la Tabla 7-2. Los tipos de índicesutilizados en esta Tabla (aunque no necesariamente las unidades específicas) son similaresa los utilizados comúnmente por empresas dentro de la industria del petróleo. Es posibleque aquellas empresas que todavía no han establecido índices y están considerandopresentar sus informes ante el API deseen consultar al API para conocer la serie defactores de normalización definitiva por este desarrollada.

Es necesario ser cuidadoso en la interpretación y notificación de emisiones normalizadassobre la base de los índices contenidos en la Tabla 7-2. Esos índices representan medidasbrutas de producción y no toman en cuenta la diversidad de las operaciones específicas. Amodo de ejemplo, las emisiones provenientes de la producción de petróleo variaránmucho según las técnicas de recuperación mejorada del petróleo que se necesiten, comoinyecciones de vapor, y dependiendo de que el gas asociado producido con el petróleo sequeme o se recoja para la venta. Del mismo modo, las emisiones provenientes de larefinación dependerán del tipo de crudo procesado y de la mezcla de productosproducida. Los productos más refinados producirán mayores emisiones. Por lo tanto, lasemisiones normalizadas sobre la base del contenido de la Tabla 7-2 deben presentarsecomo medidas brutas para comparación con actividades similares de empresasindividuales o con actividades similares de otras empresas, y no como medidas de laeficiencia inherente de las emisiones.

Es necesario ser cuidadoso en la interpretación y notificación de emisiones normalizadassobre la base de los índices contenidos en la Tabla 7-2. Esos índices representan medidasbrutas de producción y no toman en cuenta la diversidad de las operaciones específicas.A modo de ejemplo, las emisiones provenientes de la producción de petróleo variaránmucho según las técnicas de recuperación mejorada del petróleo que se necesiten, comoinyecciones de vapor, y dependiendo de que el gas asociado producido con el petróleo se

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queme o se recoja para la venta. Del mismo modo, las emisiones provenientes de larefinación dependerán del tipo de crudo procesado y de la mezcla de productosproducida. Los productos más refinados producirán mayores emisiones. Por lo tanto, lasemisiones normalizadas sobre la base del contenido de la Tabla 7-2 deben presentarsecomo medidas brutas para comparación con actividades similares de empresasindividuales o con actividades similares de otras empresas, y no como medidas de laeficiencia inherente de las emisiones.

7-9

Tabla 7-2. Índices preliminares de producción del API para la notificación deemisiones de GEI

Subsector de la industria del petróleo Índice

1. Exploración y producción Producción de crudo, condensados, líquidos de gas naturaly gas seco en millones BPE17

2. Refinación Volumen de crudo en millones de barriles

3. Transporte y terminales Volumen de terminales en millones de barriles; entrega en camiones en miles de millones de galones

4. Oleoductos Tráfico en oleoductos en millones de barriles-milla (Estados Unidos). Volumen en barriles (fuera de Estados Unidos)18

5. Operaciones marinas Carga transportada en millones de barriles

6. Productos químicos Producción masiva en millones de libras

7. Minería y minerales Producción masiva en millones de libras

Fue

nte:

AP

I, 20

03

17 Barriles de petróleo equivalente18 Los índices de ductos se aplican solamente para los ductos para líquidos. No se proporciona índice paragasoductos.

8. Procesos de garantía de inventarios

Las empresas de la industria del petróleo notifican sus emisiones de GEI por diversasrazones. Dependiendo de los motivos de la notificación, los participantes en la informaciónnotificada en estos tendrán diversas expectativas sobre la calidad de los datos contenidos.Los diferentes motivos para la notificación y las diferentes expectativas sobre los datosnotificados indican que se necesitan diversos procesos de garantía para los inventarios deemisiones de GEI en la industria del petróleo. En el Capítulo 6 se describió la calidad delos datos sobre emisiones notificados en el contexto de los métodos de estimación deemisiones. Este capítulo trata en términos más amplios los elementos de un sistema decalidad que proporcionan garantías sobre los resultados de un inventario, así como elproceso de verificación de los inventarios de emisiones.

En general, el nivel de garantía requerido para los datos sobre emisiones de GEI aumentaráa medida que una empresa pasa de la notificación privada a la notificación pública y anotificación con fines regulatorios o financieros. El nivel de garantía requerido tambiénaumentará al ascender en los Niveles descritos en el Capítulo 6. Para los datos que seutilizan solo dentro de la empresa pueden ser suficientes los procesos de garantía internos.Para los datos que notifican públicamente, las empresas pueden considerar másconveniente contratar proveedores de servicios de garantía externos. En el caso de datosnotificados a programas de comercialización de emisiones establecidos y de algunosprogramas de notificación voluntaria se requerirán servicios de garantía externos.

El material que obra a continuación en este capítulo se basa en las versiones preliminaresde dos capítulos que formarán parte del Protocolo GEI revisado (WRI/WBCSD, 2004),uno sobre calidad de los inventarios y el otro sobre la verificación. Esos capítulos secombinaron, resumieron y editaron para su inclusión en el presente.

8.1 Sistemas de gestión de inventarios

Las empresas pueden facilitar el proceso de garantía de sus inventarios de GEI mediante eluso de sistemas de gestión eficaces. Muchas empresas de la industria del petróleo yacuentan con dichos sistemas para la recopilación y notificación de otros datosmedioambientales. La extensión de los sistemas a los datos sobre emisiones de gases deefecto invernadero debería ser sencilla en esos casos. Las empresas que todavía no cuentancon esos sistemas deben considerar los beneficios de su adopción. El contar con un sistemade gestión reducirá los recursos requeridos para proporcionar garantías sobre el inventario,sin importar si el proceso de garantía se realiza interna o externamente.

Se necesita un marco práctico para ayudar a las empresas a diseñar sus programas deinventarios y sistemas de gestión de calidad y para ayudarlas a desarrollar un plan para suprogresión hacia el futuro. Dicho marco debe considerar los aspectos institucionales,administrativos y especialmente técnicos de la preparación de inventarios. Este simplemarco está integrado por cuatro conceptos fundamentales:

8-1

● Métodos● Datos● Sistemas y procesos de inventario● Documentación

Cada uno de estos cuatro conceptos fundamentales se describe a continuación.

Métodos. Los métodos se relacionan con los obvios aspectos técnicos de la preparacióndel inventario. Las empresas deben seleccionar o desarrollar metodologías para estimarlas emisiones que representen con exactitud las características de las categorías de susfuentes de emisiones. Estas Directrices y el Compendio describen muchos métodos decálculo para ayudar a las empresas en este aspecto. El diseño del sistema de gestión decalidad y del programa de inventario de una empresa debe considerar las necesidadescontinuas de la misma, no solo para la selección, sino también para la aplicación yactualización de las metodologías de inventario a medida que surgen nuevasinvestigaciones, se realizan cambios en las operaciones comerciales, o aumenta laimportancia de la notificación de inventarios.

Datos. Si bien es importante utilizar metodologías con el nivel de rigor y detalle adecuado,dado el tamaño de una categoría de fuentes de emisiones en particular y su efecto en lastendencias de emisiones de una empresa, la calidad de los datos que la empresa estárecopilando es probablemente más importante. Ninguna metodología puede compensar elingreso de datos de mala calidad. El diseño de un programa de inventario empresarial debefacilitar la recopilación de datos de inventario de buena calidad y el mantenimiento ymejora de los procedimientos de recopilación.

Sistemas y procesos de inventario. Los sistemas y procesos de inventario se refieren atodos los aspectos institucionales, administrativos y de procedimiento formales de lapreparación de inventarios de emisiones de gases de efecto invernadero. En otras palabras,se trata de las personas y los procesos que realizan el trabajo. Cada empresa debe contarcon un programa de inventario que tenga el objetivo inherente de producir inventarios dealta calidad. Este programa también debe integrarse, cuando corresponda, con otrosprocesos empresariales.

Documentación. La buena documentación, al igual que en cualquier otra actividadcontable o de notificación, resulta esencial. En el caso de actividades como la estimaciónde las emisiones de gases de efecto invernadero, que es una actividad de naturaleza técnica(ya que implica conceptos científicos y de ingeniería), la documentación transparente esaún más esencial para establecer credibilidad. Si la información no es creíble y no secomunica a los participantes, no puede tener valor. Las empresas deben desarrollarprocedimientos para documentar la información dirigida al público interno o externo. Estadocumentación debe incluir la información que los empleados necesitan para continuarpreparando y mejorando los cuatro conceptos fundamentales del inventario de la empresa.Además, las empresas deben elaborar normas de retención de documentos y de registrospara asegurar que se conserve suficiente información para verificar o ajustar susinventarios de emisiones en forma retroactiva hasta su año base seleccionado.

8-2

Un sistema de gestión de calidad es importante para asegurar que el inventario continúecumpliendo con los principios de las presentes Directrices en el futuro. Sin embargo, lasempresas no cuentan con recursos ilimitados, lo que puede afectar la calidad delinventario, el alcance de las actividades de gestión de calidad y la implementación deevaluaciones de incertidumbre. Además, a diferencia de la contabilidad financiera, losinventarios de GEI empresariales son un ejercicio científico y de ingeniería sin normas decontabilidad legalmente aprobadas. Teniendo esto en cuenta, las empresas deberán encararel diseño de su propio programa de inventario y sistema de gestión de calidad como unesfuerzo acumulativo con el correr de los años, y mantenerse actualizadas en cuanto a laevolución de sus normas y de su propia visión empresarial.

No está previsto que las empresas implementen rigurosamente cada componente de unsistema de gestión de calidad en los primeros años en que comienzan a preparar uninventario. Sin embargo, deben comenzar a incorporar procedimientos de gestión decalidad en el diseño de su programa de inventario desde el principio. El rigor y lacobertura de ciertos procedimientos pueden programarse en etapas en múltiples años. Porejemplo, los esfuerzos iniciales pueden concentrarse en las emisiones directas, en lascategorías de fuentes de emisiones más grandes, en las categorías con las tendencias mássignificativas, en los esfuerzos de mitigación, o en casos en que estén ocurriendo cambiossignificativos en los procesos comerciales. En términos generales, la gestión de calidaddebe apuntar inicialmente a la recopilación de datos de buena calidad y a la creación desistemas para esa recopilación.

Las empresas deben considerar la integración de su sistema de gestión de la calidad delinventario con sus sistemas de gestión de información ambiental y empresarial másgenerales, incluyendo cualquier procedimiento implementado como parte de suscertificaciones ISO 9000 (Gestión de Calidad) o ISO 14001 (Gestión Ambiental).

8.1.1 Implementación de sistemas de gestión de calidad de inventarios

Si bien las pautas sobre principios y sobre diseño de amplios programas son importantes,toda orientación sobre gestión de calidad sería incompleta sin un conjunto de medidasprácticas que se puedan implementar con referencia a los cálculos y datos reales. Unaempresa debe ser capaz de implementar estas medidas en múltiples niveles empresariales,desde la primera recopilación de datos hasta el proceso de aprobación empresarial definitivo.Es muy importante implementar estas medidas cuando los datos se recopilan inicialmente ycuando se realizan los cálculos y suma de datos. En un principio es posible que los totalesfinales del inventario sean considerados los datos más útiles a nivel empresarial. Sinembargo, es posible que las empresas deseen considerar la garantía de la calidad de sus datosen varios niveles de desagregación (por ejemplo, a nivel de instalación, proceso, actividadesdentro de un estado o provincia, de acuerdo con un alcance particular, etc.), a fin de estarmejor preparadas para posibles mercados o normas de regulación en el futuro.

Al implementar sus medidas de gestión de calidad, las empresas también debenconcentrarse en asegurar la calidad de la información relacionada con sus tendencias de

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emisiones, no solo sobre la calidad de las estimaciones de un inventario para un único año.Un método práctico para lograr este principio de coherencia a través del tiempo esconcentrarse en el esfuerzo de la empresa por minimizar los sesgos en los métodos y datosutilizados para su año base y sus estimaciones para el año en curso.

El tercer componente de un sistema de gestión de calidad son los procedimientos genéricosde verificación de calidad. Estos procedimientos deben aplicarse, según corresponda, a todaslas categorías de fuentes de emisiones y a todos los niveles de preparación del inventario. Enla Tabla 8-1 se proporciona a modo de ejemplo una lista de medidas detalladas.

8-4

Tabla 8-1. Medidas de gestión de calidad genéricas

Actividades de recopilación, ingreso y manejo de datos

● Verificar una muestra de los datos ingresados para detectar errores de trascripción.

● Determinar modificaciones al proceso de inventario que podrían proporcionar controles o verificacionesde calidad adicionales

● Asegurarse de que se han implementado procedimientos de control de versión adecuados paraprocedimientos escritos o archivos electrónicos

Documentación de datos

● Confirmar que se incluyan las referencias a datos bibliográficos en planillas de cálculo u otrasherramientas de cálculo para todos los datos primarios.

● Verificar que se hayan archivado las copias de las referencias citadas

● Verificar que se hayan documentado las hipótesis y criterios de selección de métodos, datos deactividades, factores de emisión y otros parámetros.

● Verificar que se hayan documentado los cambios en los datos o en la metodología.

Cálculo de emisiones y verificación de los cálculos

● Verificar si las unidades de emisión, parámetros y factores de conversión están correctamente etiquetados.

● Verificar si las unidades están correctamente etiquetadas y se ha seguido el procedimiento correctodesde el principio al fin de los cálculos.

● Verificar que los factores de conversión sean correctos

● Verificar las etapas de procesamiento de datos (ecuaciones) en cualquier herramienta de cálculo utilizada

● Verificar que los datos ingresados y los datos calculados estén claramente diferenciados

● Verificar una muestra de cálculos representativa

● Verificar algunos cálculos con cálculos abreviados (es decir, chequeos realizados en la parte de atrásde las hojas)

● Verificar la suma de datos a lo largo de categorías de fuentes, unidades de negocios, etc.

● Cuando los métodos o los datos han cambiado, verificar la coherencia de los ingresos y cálculos deseries temporales.

El cuarto componente de un sistema de gestión de calidad son las verificaciones de calidad einvestigaciones por categorías específicas de fuentes de emisiones. La siguiente discusión serefiere a los tipos de medidas de calidad para fuentes específicas que pueden emplearse paralos factores de emisiones, datos sobre actividades y estimaciones de emisiones.

Factores de emisiones

Para una categoría de fuentes en particular, las emisiones calculadas en general se basaránen factores de emisiones. Pueden emplearse factores de emisiones publicados o utilizadospor defecto, o factores de emisiones para combustible, dispositivos o para sitiosespecíficos. Las investigaciones sobre calidad deben evaluar la representatividad, laaplicabilidad y la razonabilidad de estos factores de emisiones. Las características de lasactividades de la empresa deben compararse con las condiciones de los estudios de loscuales se derivaron los factores de emisiones. Si se han desarrollado factores de emisionesespecíficos para una empresa, estos pueden compararse con los factores de emisiónpredeterminados (por ejemplo, los disponibles en el Compendio, el Protocolo GEI o elIPCC). Dentro de la industria del petróleo, los factores de emisión específicos paraempresas y lugares a menudo son más confiables que los predeterminados, debido a lanaturaleza variable de los combustibles utilizados en la industria. No obstante, lasdiferencias entre estos factores deben documentarse y registrarse sobre la base de lascaracterísticas específicas de las actividades de la empresa. Los archivos que contienenesta documentación deben conservarse para permitir la futura recuperación de informaciónen caso de que esta sea solicitada por verificadores o por otras partes interesadas.

Datos de actividades

Posiblemente los datos más importantes ingresados al inventario de una empresa sean losdatos de actividades recopilados. Por lo tanto, el establecimiento de procedimientos derecopilación de datos robustos debe ser una prioridad en el diseño del programa deinventario de cualquier empresa. A continuación se exponen varias medidas útiles paraasegurar la calidad de los datos de actividades:

● Los datos deben recopilarse de fuentes contadas o medidas, de ser posible, deregistros de compras o mediciones efectuadas por la empresa.

● Los datos sobre el año en curso deben compararse con los del año previo y lastendencias históricas. Si los datos no muestran cambios relativamente coherentes deaño a año, sino que existen aumentos o descensos bruscos, las causas debeninvestigarse y explicarse.

● Los datos de actividades de múltiples fuentes de referencia (por ejemplo, datos deestudios gubernamentales o recopilados por asociaciones comerciales) debencompararse con los datos empresariales siempre que sea posible. Si bien todos losdatos pueden tener el mismo origen, esas verificaciones pueden al menos asegurarque se están notificando datos coherentes a todas las partes.

● Los datos de actividades se generarán habitualmente con fines diferentes a lapreparación de un inventario de emisiones empresariales de gases de efectoinvernadero. Por lo tanto, las empresas deben verificar si los datos son aplicables

8-5

con fines de inventario en cuanto a su integridad, coherencia con la definición decategoría de fuentes, y coherencia con los factores de emisiones utilizados. Porejemplo, los datos de diferentes sitios de actividades deben examinarse paradetectar cualquier incoherencia en cuanto a técnicas de medición, condicionesoperativas o tecnologías. Además, es posible que ya se hayan implementadomedidas de control de calidad (por ejemplo, ISO) durante la preparación original delos datos. Debe determinarse si estas medidas son adecuadas en comparación con elplan de gestión de calidad del inventario de la empresa.

● Las empresas deben investigar si ya se han determinado sesgos u otrascaracterísticas que afecten la calidad de sus datos (por ejemplo, al comunicarse conlos expertos en la empresa o en cualquier otro lugar).

● Si las empresas están utilizando datos adicionales para estimar la intensidad de lasemisiones u otros índices, las medidas de gestión de calidad deben extendersetambién a esos datos adicionales.

Estimaciones de emisiones

Las emisiones estimadas para una categoría de fuentes de emisiones en un año dado puedecompararse con datos históricos u otras estimaciones para asegurar que se ubiquen dentrode un rango razonable (los cambios de más del 10 por ciento de un año a otro puedenrequerir investigaciones ulteriores). Las estimaciones que potencialmente no resultanrazonables son un motivo para verificar los factores de emisiones o los datos de actividady para determinar si los cambios en metodología, fuerzas del mercado u otros hechos sonsuficientes razones para el cambio acontecido. En situaciones en que existe unaverificación real de emisiones (por ejemplo, las emisiones de CO2 en una central eléctrica),los datos de los verificadores pueden compararse con las emisiones estimadas utilizandootros datos de actividad y factores de emisiones.

Si cualquier verificación de factores de emisiones, datos de actividad o estimación deemisiones indica un problema, pueden requerirse de investigaciones más detalladas sobrela exactitud de los datos o para analizar si los métodos son apropiados.

8.2 Verificación

La sección previa describe los procesos y medidas internas que las empresas puedenadoptar para asegurarse de que las notificaciones contengan datos sobre emisiones de GEIde buena calidad. Para comprobar estas medidas, es posible que las empresas deseenverificar sus datos de emisiones. Dependiendo del objetivo de la notificación de GEI, seles puede requerir la verificación de sus emisiones.

La verificación es una evaluación objetiva sobre la integridad y la exactitud de uninventario GEI, y sobre la forma en que este se adecua a los principios de contabilidad ynotificación de GEI preestablecidos. La verificación implica evaluar y probar las pruebas‘de sustento’ (siguiendo el modelo de una referencia de auditoría) de la compilación delinventario de GEI. La práctica de verificar los inventarios de GEI es aún incipiente, y la

8-6

ausencia de normas de contabilidad y de notificación de GEI generalmente aceptadassignifica que las normas de notificación contra las cuales se realizan las verificacionesvarían según la empresa. Con el surgimiento de normas de contabilidad y de notificacióncon más amplia aceptación, tales como estas Directrices, el Protocolo GEI y las pautaspropuestas para normas ISO de verificación, las prácticas de verificación deberían volversemás uniformes, confiables, y ampliamente aceptadas. También habrá un grupo cada vezmayor de verificadores de inventarios de GEI con experiencia a nivel institucional capacesde producir estudios coherentes y comparables.

La verificación de emisiones puede ser realizada por terceros independientes ointernamente, mediante un proceso de autoverificación. Muchas empresas están interesadasen mejorar sus sistemas de contabilidad y notificación de GEI y suelen realizar su propiaverificación interna. Si una empresa decide iniciar una verificación interna, es preferible,por razones de objetividad, que esta actividad sea realizada por un grupo independiente delos responsables de la preparación y presentación del inventario de GEI.

Esta sección proporciona información sobre el proceso de verificación y determina losaspectos clave que las empresas deben tener en cuenta al compilar un inventario de GEI yestablecer sistemas de notificación y de documentación internos. Aún cuando una empresano tenga previsto realizar una verificación por el momento, debería elaborar su inventario demanera tal que resulte posible verificarlo en el futuro, según lo expuesto en la Sección 8.1.

Una de las consideraciones más importantes en términos de verificación es asegurar latransparencia y la posibilidad de realizar auditorías de los datos del inventario. Laverificación de un sistema transparente y bien documentado es más fácil, y en definitivamás económica, que la de un sistema que no esté bien documentado. El objetivo generaldel proceso de verificación es determinar si la notificación de GEI que se está verificandoes un reflejo fiel y exacto de la posición de la entidad notificante. Como se indicó en elCapítulo 2, hay varios principios clave que deben cumplirse al compilar un inventario deGEI. El cumplimiento de estos principios es la base de una verificación de datos exitosa.

8.2.1 Objetivos

Antes de encargar y planificar una verificación, la empresa notificante debe definirclaramente sus objetivos y decidir si una verificación externa es la mejor manera delograrlos. Algunas de las razones para realizar una verificación son las siguientes:

● Cumplir con o anticiparse a los requisitos de una futura comercialización deemisiones o de otras normas o programas sobre gases de efecto invernadero.

● Mejorar las prácticas de contabilidad y notificación internos de GEI (cálculo de datos,sistemas internos de registro y notificación, aplicación de principios contables sobreGEI—por ejemplo, verificar la integridad, coherencia, exactitud, etc.) y facilitar lacapacitación y la transferencia de conocimientos dentro de la institución.

● Aumentar la confianza de la administración y del directorio en los datos contenidosen la información notificada.

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● Agregar credibilidad a la información y los objetivos de reducción de emisionesnotificados públicamente, y mejorar la confianza de los participantes en lainstitución notificante.

Las empresas que decidan hacer verificar sus inventarios deberán evaluar si necesitan queun tercero independiente realice la verificación. De optar por una verificación interna, esnecesario definir qué tipo de personal la realizará. Se trate de una verificación realizadapor un tercero independiente o de una actividad interna, los verificadores deben seguirprocedimientos y procesos similares.

8.2.2 El concepto de importancia relativa

El concepto de ‘importancia relativa’ es vital para comprender el proceso de verificación.Una cantidad se considera ‘importante’ si pudiera influir en cualquier decisión o accióntomada por los usuarios de la información. Una discrepancia importante es un error (porejemplo, por un descuido, omisión o error de cálculo) que tiene como resultado que lacantidad notificada es tan diferente del valor real que influye en decisiones o acciones.Una discrepancia importante no puede ignorarse, ya que no es insignificante pordefinición. El verificador es quien debe determinar si una discrepancia determinada esimportante o no.

Si bien el concepto de importancia relativa implica un juicio de valor por parte de losparticipantes pertinentes, el punto en que una discrepancia se vuelve importante a menudoestá predefinido. Esto se denomina a menudo umbral de importancia relativa, y puedeexpresarse en términos de un porcentaje del inventario (por ejemplo, 5%), o de un límitecuantitativo (por ejemplo, > 10.000 toneladas). Los umbrales de importancia relativapueden describirse en los requisitos de un programa específico o pueden ser determinadospor una norma de verificación nacional o hasta internacional, dependiendo de quiénrequiera la verificación y por qué motivos. El objetivo del umbral de importancia relativaes proporcionar pautas a los verificadores sobre lo que puede ser una discrepanciaimportante a fin de mantener la coherencia en el tratamiento de errores entre diferentesempresas y verificadores. En este contexto, el umbral de importancia relativa no es unacantidad de emisiones permitida que una entidad que hace una notificación puede omitirde su inventario.

Los verificadores usan a menudo la técnica de desagregación del inventario para separarlas principales fuentes de emisión que constituyen el inventario total en caudales deemisión individuales, y después aplican el umbral de importancia relativa pertinente alinventario desagregado. Una discrepancia puede parecer irrelevante en el nivel agregadode la empresa, pero un verificador puede considerar que la discrepancia es importante enel nivel desagregado. Al preparar un inventario es importante ser consciente de que unverificador puede adoptar un criterio de desagregación, si lo hubiere. Por ejemplo, unaplanta química puede registrar tres actividades diferentes en una instalación (planta deurea, planta de ácido nítrico y planta de amoníaco). Es probable que estas tres plantassean actividades independientes dentro de una instalación. Por lo tanto, el verificador

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puede aplicar el umbral de importancia relativa a los caudales de emisiones individualesvinculados a cada una de estas actividades, en vez de a las emisiones sumadas de lainstalación como un todo. Entender cómo pueden aplicar los verificadores un umbral deimportancia relativa les permitirá a las empresas determinar más rápidamente si lasfuentes de emisiones individuales son insignificantes, y por lo tanto, cuándo es pocoprobable que surjan cuestiones relacionadas con su importancia relativa si no se lasincluye en el inventario.

8.2.3 Establecimiento de los parámetros de verificación

El tipo de verificación y el nivel de garantía que esta proporciona se verán influenciadospor las metas de la empresa, los objetivos de la verificación y/o cualquier requerimientojurisdiccional específico. Es posible verificar la totalidad o partes específicas de los datosdel inventario, dependiendo de los objetivos de la verificación. Pueden especificarse partesdiscretas en términos de ubicación geográfica, unidades de negocios e instalaciones, ytipos de emisiones. La definición de los datos pertinentes del inventario y el diseño de losprocesos de recopilación de datos son mucho más fáciles cuando se sabe con anticipaciónque el inventario debe ser verificable. El proceso de verificación también puede examinartemas administrativos más generales, como procedimientos de gestión de calidad,conocimiento de los gerentes, disponibilidad de recursos, responsabilidades claramentedefinidas, separación de tareas y procedimientos de revisión internos.

La empresa notificante y el verificador deben acordar anticipadamente el nivel de garantíaa proporcionar y el tipo de verificación a realizar. Esta especificación anticipada a menudose denomina Alcance del Trabajo. Esto atiende temas como si el verificador debesimplemente revisar los datos (bajo nivel de garantía) o analizarlos detalladamente (altonivel de garantía), si la verificación debe implicar visitas al sitio o limitarse a una revisiónde la documentación. El Alcance del Trabajo también puede indicar qué tipo deinformación se necesita para completar la verificación.

El Alcance del Trabajo debe especificar claramente el umbral de importancia relativa (deadoptarse uno) aplicable y el nivel de desagregación que se utilizará durante laverificación. Una verificación independiente puede ser un proceso costoso e insumirmucho tiempo. Es importante que la empresa y el verificador sean muy claros sobre el tipoy el nivel de verificación a efectuar. También es importante determinar qué resultadosespecíficos se esperan de la verificación. Una verificación emprendida para determinaráreas de mejora o de una mayor creación de capacidades puede diferir de otra cuyafinalidad es determinar el cumplimiento de la empresa de un régimen o programaespecífico (por ejemplo, el cumplimiento de las normas de un programa decomercialización de emisiones). Además, un Alcance de Trabajo claramente definido nosolo es importante para la empresa y el verificador, sino que puede ayudar a participantesexternos a comprender e interpretar los resultados de la verificación.

8-9

8.2.4 Selección del verificador

La selección y contratación de un verificador pueden tener lugar en diversos momentosdurante el período de notificación de GEI. Algunas empresas pueden establecer una unidadde verificación semipermanente dentro de su organización para asegurar el cumplimientode las normas de datos sobre GEI y mejorar su actuación al respecto de manera continua.

Las verificaciones que ocurren durante el período de notificación pueden ayudar a corregircualquier deficiencia en la notificación u otros temas relacionados con los datos antes de laredacción del informe definitivo. Esto puede resultar particularmente útil para las empresasque preparan informes públicos de alto perfil. Sin embargo, algunos programas ojurisdicciones pueden exigir, a menudo en forma aleatoria, una verificación independientedel inventario notificado tras la presentación de un informe (por ejemplo, el programaGreenhouse Challenge en Australia). La oportunidad y la naturaleza de la verificacióndependerán del objetivo de esta.

Algunos factores a considerar al seleccionar un verificador son los siguientes: suexperiencia en verificación de GEI, su comprensión de los asuntos relacionados con losGEI y de las operaciones de la empresa, y su objetividad e independencia. El conocimientoy las calificaciones de la o las personas que realizan la verificación son más importantesque los de la institución de la cual provienen. La verificación eficaz de los inventarios degases de efecto invernadero a menudo requiere una combinación de habilidadesespecializadas, en particular si la empresa integra las cuentas de carbono con su sistemacontable financiero.

8.2.5 Preparación para una verificación de GEI

Los procesos internos descritos en la Sección 8.1 son en muchos aspectos similares a losque seguiría un verificador independiente. Por lo tanto, los materiales que necesitarán losverificadores son similares. Además, los verificadores externos necesitarán ciertainformación de la empresa, por ejemplo la siguiente:

● Información sobre las actividades principales de la empresa y sus emisiones de GEI(tipo de GEI producido, descripción de la actividad que causa las emisiones deGEI)

● Empresa/grupos/institución (lista de subsidiarias y su ubicación geográfica,estructura de la propiedad, entidades financieras dentro de la organización)

y otra información, como:

● Consolidación de los datos en informes en papel o archivos electrónicos● Lista de personas responsables por la recopilación de datos de emisiones de GEI en

cada lugar y a nivel empresarial (nombre, cargo, dirección de correo electrónico ynúmeros telefónicos)

● Información sobre incertidumbres, ya sea cuantificadas o de otro modo.

8-10

Debe haber pruebas apropiadas disponibles para sustentar la información del inventariode GEI sujeto a verificación externa. Las aseveraciones realizadas por los gerentes paralas cuales no hay información de sustento disponible no pueden verificarse. Unainstitución que hace una notificación y todavía no ha implementado sistemas rutinarios demedición y registro de los datos sobre emisiones de GEI, no puede emprender unaverificación externa.

Las entidades que hacen notificaciones deben garantizar la existencia, la calidad y elmantenimiento de documentación, a fin de crear una referencia de auditoría sobre laforma en que fue compilado el inventario. Si una empresa ha establecido un año baseespecífico en relación con el cual evalúa su cumplimiento de GEI, debe mantener todoslos registros históricos que sustentan los datos para el año base. Por lo tanto, para lasentidades que hacen la notificación, el diseño e implementación de los procesos yprocedimientos para la creación de un inventario, deben proponerse la creación de unareferencia documental clara.

La información que respalda los datos del inventario de GEI debe registrarse de manerasistemática, por ejemplo, en una base de datos electrónica. Como se indicó en la Sección8.1, parte de la información requerida para un inventario de GEI ya puede estar en losregistros contables/administrativos normales, o en sistemas de gestión ambiental como ISO14001 y el Sistema de la Unión Europea de gestión y auditoría medioambientales (EUEco-Management and Audit Scheme—EMAS).

Finalmente, antes de comenzar una actividad de verificación independiente, a menudoresulta útil emprender una verificación interna menos formal para intentar determinar odestacar las áreas potenciales de preocupación o los temas vinculados al acceso adocumentación apropiada. Esta puede ser una forma útil de determinar y rectificarproblemas que de otro modo incrementarían el costo y el tiempo requeridos para realizarla verificación.

8.2.6 Uso de los resultados de la verificación

El proceso de verificación siempre debe considerarse un aporte esencial al proceso demejora continua. Cuando se emprende una verificación para una revisión interna, para unanotificación pública, o para certificar el cumplimiento de un programa o régimen especial,esta debe contener información útil y orientación sobre cómo, de ser necesario, puedemejorarse el sistema de medición de GEI y de notificación de la empresa.

Para aquellas entidades que ya han estado o estarán sujetas a verificación, es importanteestablecer procedimientos internos o revisar mecanismos que puedan desarrollar y darprioridad a las acciones apropiadas para superar cualquier discrepancia o deficienciadeterminada en el proceso de verificación. Como en el caso del proceso de selección de unverificador, es importante que los responsables de la evaluación e implementación derespuestas a los resultados de la verificación también estén debidamente calificados ycomprendan los temas de contabilidad y notificación de GEI. Los informes de verificación

8-11

habitualmente incluyen una lista específica de acciones o actividades recomendadas parasuperar cualquier problema determinado durante la verificación. Si bien lasrecomendaciones para la implementación de mejoras son en general claras y de fácilcomprensión, puede haber instancias en que la entidad no confía en su capacidad demanejar eficazmente los resultados de la verificación e implementar las recomendaciones.En tal caso puede resultar útil contratar expertos externos que ayuden a la empresa acomprender e implementar las recomendaciones.

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9. Referencias

API, 2003. Environmental Health and Safety Benchmarking Survey for 2001/2002 Data:Definitions, Instructions and Questionnaire, Draft, 5 de febrero de 2003. AmericanPetroleum Institute, Washington, DC.

API, 2001. Compendium of Greenhouse Gas Emissions Estimation Methodologies for theOil and Gas Industry, Pilot Test Version. American Petroleum Institute, Washington DC,Abril 2001. http://ghg.api.org

IAI, 2002. Greenhouse Gas Emissions Monitoring and Reporting by the AluminiumIndustry, International Aluminium Institute, noviembre 2002.

IPIECA, 2003. Compendium of Sustainability Practices and Trends for the Oil and GasIndustry. International Petroleum Industry Environmental Conservation Association,Londres, febrero 2003. www.ipieca.org/working_groups/siaf/compendium.html

IPCC, 1996. Cambio Climático 1995: La ciencia del cambio climático. J.T. Houghtonet al., eds. Cambridge University Press, Cambridge, Reino Unido.

IPCC, 2001. Cambio Climático 2001: La base científica. J.T. Houghton et al., eds.Cambridge University Press, Cambridge, Reino Unido.

WRI/WBCSD, 2004. The Greenhouse Gas Protocol: a corporate accounting andreporting standard, revised edition, 2003. World Business Council for SustainableDevelopment and World Resources Institute, Ginebra y Washington, D.C., Revised DraftChapters.

WRI/WBCSD, 2001. The Greenhouse Gas Protocol: a Corporate Accounting andReporting Standard. World Business Council for Sustainable Development and WorldResources Institute, Ginebra y Washington, D.C., setiembre 2001. www.ghgprotocol.org

9-1

Apéndice A. Glosario

Actividad Cualquier acción u operación que provoca o afecta laliberación de emisiones de GEI

Acuerdo de producción Acuerdo entre una o más empresas petroleras y una entidad compartida gubernamental o empresa estatal en virtud del cual las

empresas petroleras participantes proporcionan lafinanciación y asumen el riesgo de las actividades deexploración y producción a cambio de una participación en laproducción después del pago al gobierno del canon (y losimpuestos y otros tributos sobre el petróleo). A veces sedenomina Contrato de Producción Compartida.

Alcance del trabajo En el contexto de la verificación de emisiones, especificaciónconvenida por anticipado entre la empresa notificante y elverificador, que indica el tipo de verificación a realizar y elnivel de garantía que será proporcionado por el proceso deverificación.

Año base Dato histórico (un único año o un promedio de varios años)para realizar el seguimiento de las emisiones de una empresaen el tiempo

‘Benchmarking’ Proceso de evaluación del cumplimiento relativo encomparación con un grupo de pares.

Calidad del inventario Punto hasta el cual un inventario proporciona unacontabilidad fiel y justa de las emisiones de GEI que sepropone representar

Cambio estructural Cambio en los límites institucionales u operativos de unaempresa que tiene como resultado la transferencia de lapropiedad o del control de emisiones de una empresa a otra.Los cambios estructurales incluyen fusiones, adquisiciones,escisiones y contratación externa (tercerización)/realizacióninterna de actividades.

CO2 equivalente Masa de un gas de efecto invernadero multiplicada por supotencial de calentamiento global (PCG). Se utiliza paraevaluar las emisiones de diferentes gases de efectoinvernadero sobre una base común: la masa de CO2 emitidoque tendría un efecto de calentamiento equivalente.

A-1

Coeficientes de intensidad Coeficientes que expresan las emisiones de GEI por unidadde actividad física o por unidad de valor económico, porejemplo, toneladas de emisiones de CO2 por kilowatt-hora deelectricidad generada

Combustión estacionaria Quema de combustibles para generar electricidad, vapor, caloro energía en equipos estacionarios, como calderas, hornos, etc.

Combustión móvil Quemado de combustible por dispositivos de transporte,como autos, camiones, trenes, aviones, buques, etc.

Compensación Discreta reducción de GEI utilizada para compensar los GEI encualquier otro lugar, por ejemplo, para cumplir con un objetivoo límite máximo de GEI voluntario u obligatorio. Para evitar ladoble contabilización, las reducciones que dan origen a lacompensación deben tener lugar en fuentes o sumiderosincluidos en el objetivo o límite máximo para el cual se usan.

Consolidación Combinación de datos sobre emisiones GEI de distintasactividades que forman parte de una empresa o grupo deempresas

Contabilidad Reconocimiento y consolidación de los datos sobre emisionesde GEI

Contratación externa La contratación externa (tercerización) de actividades a otras (Tercerización) empresas.

Contrato de producción Ver Acuerdo de Producción Compartidacompartida

Control Capacidad de una empresa de dirigir las normas operativas deotra. El control operativo se define como la facultad deimplantar e implementar políticas de ambiente, salud yseguridad industrial (AS&SI) para una operación.

Crecimiento/ Aumentos o disminuciones de las emisiones de GEI como declive orgánico resultado de cambios en el volumen de la producción, mezcla

de productos, cierre de plantas y apertura de nuevas plantasque puedan surgir mediante aumentos o disminuciones delvolumen de negocios.

Desagregación del Proceso de separación o mantenimiento de los datos sobre inventario emisiones a nivel de fuente, en vez de sumar fuentes para

obtener resultados totales o agregados.

A-2

Discrepancia importante Error (por ejemplo, derivado de un descuido, omisión o errorde cálculo) que tiene como resultado que la cantidadinformada sea muy diferente del valor real

Doble contabilización Dos o más empresas que asumen la propiedad de las mismasemisiones o reducciones de emisiones o las notifican con elmismo fin.

‘Downstream’ Operaciones de refinación, procesamiento, distribución ycomercialización de productos derivados del petróleo y gas,inclusive estaciones de servicio

Emisiones Liberación de GEI hacia la atmósfera realizada en formaintencional o no intencional

Emisiones de GEI Emisiones derivadas de las actividades de una empresa indirectas notificante, pero que ocurren en fuentes de propiedad o

controladas por otra empresa.

Emisiones del ciclo Emisiones que ocurren desde el momento de la extracción de de vida la materia prima, pasando por la manufactura, el transporte y

el uso, hasta la eliminación del producto.

Emisiones directas de GEI Emisiones de fuentes que son de propiedad o controladas porla empresa notificante.

Emisiones en el año base Emisiones de GEI durante el año base

Emisiones fugitivas Escapes de GEI de empalmes, sellos, material de empaque,juntas, etc.

Emisiones provenientes Emisiones generadas de procesos de manufactura, tales como de procesos refinería de petróleo o producción petroquímica

Energía renovable Energía extraída de fuentes que son inagotables, por ejemplo,el viento, el agua, la energía solar, geotérmica y losbiocombustibles.

Factor de emisión Factor que relaciona datos de actividad (por ejemplo,toneladas de combustible consumidas, toneladas de productosproducidas) con emisiones absolutas de GEI

Fuente Cualquier unidad física o proceso que libera GEI hacia laatmósfera

A-3

Gases de efecto Para los fines de las presentes Directrices, los GEI son los invernadero (GEI) seis gases (o familias de gases) mencionados en el Protocolo

de Kyoto: dióxido de carbono (CO2); metano (CH4); óxidonitroso (N2O); hidrofluorocarbonos (HFC);perfluorocarbonos (PFC); y hexafluoruro de azufre (SF6)

GHG Protocol Initiative Esfuerzo multiparticipativo del Instituto de Recursos Protocolo GEI Mundiales y el Consejo Empresarial Mundial para el

Desarrollo Sustentable para diseñar, desarrollar y promover eluso de normas de contabilidad y de notificación a nivelempresarial. Comprende dos módulos diferentes perorelacionados—el GHG Protocol Corporate Accounting andReporting Standard y el módulo GHG Protocol: ProjectQuantification Standard.

Incertidumbre Rango alrededor de un valor notificado en el que se prevéque se ubicará el valor real.

Informe público de GEI Informe emitido para conocimiento público sobre lasemisiones de GEI de una empresa dentro de sus límites deinventario elegidos

Inventario Lista cuantificada de las emisiones de GEI y las fuentes dedichas emisiones de una institución

Límite Determinación de cuáles emisiones son contabilizadas eincluidas en la notificación de una empresa. Los límites de lacontabilidad y notificación de GEI pueden tener distintasdimensiones, es decir, puede tratarse de límitesinstitucionales, operativos, geográficos, por unidad denegocios o de otra índole.

Límite del inventario Línea imaginaria que abarca las emisiones directas eindirectas incluidas en el inventario. Surge de los límitesinstitucionales y operativos elegidos.

Límites institucionales Límites que determinan las actividades de propiedad o bajo elcontrol de la empresa notificante. Esta determinacióndepende del método de consolidación utilizado (es decir,método de participación en el capital o de control operativo).

Límites operativos Límites que determinan las emisiones directas e indirectasvinculadas a las actividades de pertenencia o bajo el controlde una empresa que presenta los informes

A-4

Método de control Método para fijar los límites institucionales. Este método operativo requiere que se notifique el 100 por ciento de las emisiones

de GEI de las actividades bajo el control operativo de laempresa que hace la notificación.

Método de participación Método para fijar los límites institucionales. Este método en el capital exige la notificación de emisiones de GEI en proporción a la

participación económica—o a los beneficios derivados—de laempresa notificante de actividades de propiedad compartida.

Normalización Proceso de expresión de las emisiones en relación con algunamedida de producción, por ejemplo, toneladas de CO2equivalente/barriles de crudo producido

Notificación Presentación de datos a los gerentes internos y a los usuariosexternos, tales como entidades reglamentarias, accionistas, elpúblico en general o grupos de participantes específicos.

Objetivo absoluto Objetivo definido como una reducción de las emisionesabsolutas en el tiempo, por ejemplo, una reducción en lasemisiones de CO2 del 25% de los niveles de 1994 para 2010

Objetivo de intensidad Objetivo definido por una reducción en el índice deemisiones y una métrica comercial para un período de tiempoespecífico, por ejemplo, reducir en un X% las emisiones deCO2 por tonelada de crudo producido entre 2000 y 2008

Operación Término genérico para referirse a cualquier tipo de actividadcomercial

Panel Intergubernamental Grupo internacional de científicos expertos en cambio de Cambio Climático climático. La función del IPCC es evaluar la información (IPCC por su sigla científica, técnica y socioeconómica referente a la en inglés) comprensión del riesgo de los cambios climáticos inducidos

por el hombre.

Participación en el capital Porcentaje de participación en la propiedad o de participacióneconómica en una actividad

Petroquímica Fabricación, distribución y comercialización de productosquímicos derivados del petróleo y del gas

Potencial de Factor que describe el potencial de calentamiento de una calentamiento global masa dada de un GEI en particular, en relación con la misma (PCG) masa de CO2

A-5

Protocolo de Kyoto Protocolo de la Convención Marco de Cambio Climático de las Naciones Unidas (UNFCCC). Una vez que entre envigencia, exigirá que los países indicados en su Anexo B(naciones desarrolladas) cumplan con los objetivos dereducción de sus emisiones de GEI en relación con susniveles de 1990 durante el período 2008–2012.

Proyecto GEI Actividad o proyecto específico diseñado para lograrreducciones en la emisión de GEI, almacenamiento decarbono o mejora de las eliminaciones de GEI de laatmósfera. Los proyectos GEI pueden ser proyectosindependientes o actividades o elementos específicos dentrode un proyecto más grande no relacionado con los GEI.

Línea base Escenario hipotético de lo que habrían sido las emisiones,eliminaciones o almacenamiento de GEI en ausencia de unproyecto de GEI o de una actividad de proyecto

Registro de GEI Base de datos pública de reducción de emisiones de GEI deinstituciones y/o proyectos. Algunos ejemplos de estosregistros son el 1605b Voluntary GHG Reporting Program delDepartamento de Energía de los Estados Unidos, elCalifornia Climate Action Registry el Global GHG Registrydel Foro Económico Mundial, y el Canadian VoluntaryChallenge Registry.

Secuestro Absorción y almacenamiento de CO2. Por ejemplo, el CO2puede ser secuestrado por plantas y en reservoriossubterráneos o submarinos

Suma Proceso por el cual los datos de fuentes de emisión y/oactividades individuales se combinan en una única cifra parauna entidad de nivel superior

Umbral de importancia Concepto empleado en el proceso de verificación. Se utiliza relativa para determinar si un error u omisión es una discrepancia

importante o no

Umbral de importancia Criterio cualitativo o cuantitativo utilizado para definir uncambio estructural significativo

Unidad de cogeneración/ Instalación que produce tanto electricidad como vapor o calor unidad generadora de utilizando la misma fuente de combustiblecalor y energía combinados(CHP, por su sigla en inglés)

A-6

Valor calorífico Cantidad de energía liberada cuando se quema totalmente uncombustible. Puede incluirse en los informes como valorcalorífico más alto (HHV, por su sigla en inglés)—o valorcalorífico bruto—lo que incluye el calor latente devaporización del vapor de agua en los productos decombustión, o como valor calorífico más bajo (LHV, por susigla en inglés)—o valor calorífico neto—lo que no incluyeel calor latente de vaporización del vapor de agua.

‘Upstream’ Operaciones que implican la exploración, desarrollo yproducción de petróleo y gas

Verificación Evaluación de la integridad y exactitud de un inventario deGEI. Las verificaciones pueden ser realizadas por terceros o anivel interno.

A-7

Apéndice B. Vínculos entre las Directrices y el Compendio

Las Tablas B-1 y B-2 de este apéndice se basan en las Tablas 6-1 y 6-2 de las presentesDirectrices. Aquí se presentan con referencias entre los métodos de estimación contenidosen las Tablas 6-1 y 6-2 y las secciones pertinentes del Compendio, que contienendescripciones detalladas de las metodologías de estimación de emisiones. Cuando lasfuentes de emisión particulares son calificadas como ‘no consideradas’ en las Tablas 6-1 y6-2, las Tablas B-1 y B-2 se refieren a las secciones o adjuntos del Compendio quedemuestran la insignificancia de dichas fuentes. Por más información sobre estas tablasdebe consultarse el Capítulo 6 de las Directrices.

B-1

Tabla B-1. Vínculos con niveles de exploración y producción

Fuentes decombustión

Quema

CO2

CH4

CO2

Consumo de combustiblebasado en categorías, horasde actividad y cargas asumidaspara los motores/turbinas(equilibrio de energía paracalderas/calentadores);[Demostrado en el Adjunto 3-3del Compendio]

O factores de emisiones decombustible predeterminados;[Sección 4.2 del Compendiodemostrado en Adjuntos 4.3y 4.5]

Cantidad de gas quemadobasada en medidas de relaciónpetróleo/gas disponibles y encantidad de petróleoproducido. Se aplican losfactores predeterminado deemisiones locales de CO2[Sección 4.4 del Compendio,Tabla 4-7. Demostrado enAdjunto 4.8]

Consumo de combustiblebasado en categorías, horasde actividad y cargas para losmotores/turbinas (equilibrio deenergía paracalderas/calentadores);[Demostrado en el Adjunto 3-3del Compendio]

O factores de emisión decombustible (masa/masa omasa/valor calorífico) basadosen factores predeterminados.[Sección 4.2. del Compendiodemostrado en Adjuntos 4.3y 4.5

Cantidad de gas quemadobasada en medidas de relaciónpetróleo/gas periódicasdisponibles y en cantidad depetróleo producido.Composición de gas medidaen intervalos similares,[Sección 4.4. del Compendio.Demostrado en Adjunto 4.8]

Consumo de combustiblebasado en medición en únicopunto y en integración de flujo demasa para gas de calentamiento,registros de compra omediciones de tanque paracombustibles para bienesbásicos (p.ej. gas natural, diesel);[Compendio Sección 4.2.]

O factores de emisión decombustible (masa/masa omasa/valor calorífico) basadosen factores predeterminados.[Sección 4.2. del Compendiodemostrado en Adjuntos 4.3y 4.5]

O factores basados enmediciones reales de lacomposición del combustible,si los hay. [Sección 4,1. delCompendio Demostrado enAdjunto 4.1]

Cantidad de gas quemadobasada en medidas/mediciones y en medidas derelación petróleo/gasfrecuentes y en cantidad depetróleo producido.Composición de gas medidaen intervalos similares,[Sección 4.4. del Compendio.Demostrado en Adjunto 4.8]

Niveles de estimacionesNivel C Nivel B Nivel A

Incertidumbre+/- 30–60% +/- 20–40% +/- 10–30%

Método de estimaciónFuentedeCategoría GEI

No consideradas[Los factores de emisiones de CH4 se proporcionan en la Sección 4.3 del Compendio. Los cálculosse demuestran en el Adjunto 4.7. El pequeño aporte de CH4 de fuentes de combustión sedemuestra en la Sección 7.1. del Compendio.

B-2

Quema

Venteo de gasasociado

Eliminación degas ácido

CO2

CH4

CO2

CH4

CO2

CH4

O factor basado encomposición de gas, si estádisponible [Sección 4.4. delCompendio Demostrado enAdjunto del Compendio 4.8]

Calculada de la informaciónprecedente, fracción de metanoasumida o conocida y metanoresidual predeterminado(eficiencia de la quema)[Sección 4.4 del Compendio,Tabla 4-6] y metano residualpredeterminado (eficiencia de laquema) [Demostrado en Adjunto4.8 del Compendio]

Incluir solo para caudales ricosen CO2 Cantidad de gasliberado basada en medicionesde relación gas/petróleodisponibles y en la cantidad depetróleo producido; duraciónasumida de cortes de antorchapor venteo inadvertido Se utilizael valor local predeterminado[Tabla 4-6 del Compendio] o lacomposición real del gas, lo queesté disponible. [Método deventeo en frío de la Sección 5.3del Compendio Demostrado enAdjunto 5.12]

Cantidad de gas liberado basadaen mediciones de relacióngas/petróleo disponibles y en lacantidad de petróleo producido;duración asumida de cortes deantorcha por venteo inadvertidoSe utiliza el valor localpredeterminado (composición)[Tabla 4-6 del Compendio] o lacomposición real del gas, loque esté disponible. [Método deventeo en frío de la Sección 5.3del Compendio Demostrado enAdjunto 5.12]

Emisiones basadas en cantidadde gas producido y contenidode CO2 residual asumido. Usode la composición de gas localo de la toma real, lo que estédisponible. [Sección 5.1.4 delCompendio, Demostrado enAdjunto 5.4.]

No consideradas [Sección5.1.3. del Compendio.Emisiones de CH4 estimadasen Adjunto 5.3]

O se aplican factorespredeterminados de emisioneslocales de CO2 [Sección 4.4del Compendio, Tabla 4-7.Demostrado en Adjunto 4.8]

Calculada de la informaciónprecedente sobre cantidad degas, composición de gasmedida o asumida [Sección 4.4del Compendio, Tabla 4-6] ymetano residualpredeterminado (eficiencia dela quema) [Demostrado enAdjunto 4.8 del Compendio]

Cantidad de gas liberadoestimada (por ejemplo, pormediciones periódicas derelación gas/petróleo ycantidad de petróleoproducido; duración de cortesde antorcha por venteoinadvertido) Composición delgas medida a intervalossimilares. [Método de venteoen frío de la Sección 5.3 delCompendio Demostrado enAdjunto 5.12]

Cantidad de gas liberadoestimada (por ejemplo, pormediciones periódicas derelación gas/petróleo ycantidad de petróleoproducido; duración de cortesde antorcha por venteoinadvertido) Composición delgas medida a intervalossimilares. [Método de venteoen frío de la Sección 5.3 delCompendio Demostrado enAdjunto 5.12]

Resultados de simulación deproceso, como AmineCalc.[Sección 5.1.4. del Compendio]

Aplicación de factores deemisión genéricos o resultadosde simulación de procesocomo AmineCalc [Sección5.1.3 del Compendio, Tabla 5-4. Demostrado en Adjunto 5.3]

O se aplican factorespredeterminados de emisioneslocales de CO2 [Sección 4.4del Compendio, Tabla 4-7.Demostrado en Adjunto 4.8]

Calculada de la informaciónprecedente sobre cantidad degas, composición de gasmedida o asumida [Sección 4.4del Compendio, Tabla 4-6] ymetano residualpredeterminado (eficiencia dela quema) [Demostrado enAdjunto 4.8 del Compendio]

Cantidad de gas liberadoestimada (por ejemplo, pormediciones frecuentes derelación gas/petróleo ycantidad de petróleoproducido; duración de cortesde antorcha por venteoinadvertido) Composición delgas medida a intervalossimilares. [Método de venteoen frío de la Sección 5.3 delCompendio Demostrado enAdjunto 5.12]

Cantidad de gas liberadoestimada (por ejemplo, pormediciones frecuentes derelación gas/petróleo ycantidad de petróleoproducido; duración de cortesde antorcha por venteoinadvertido) Composición delgas medida a intervalossimilares. [Método de venteoen frío de la Sección 5.3 delCompendio Demostrado enAdjunto 5.12]

Equilibrio de masa a lo largo dela unidad de amina (porejemplo, basado en la diferenciaentre el flujo de gas de entraday la fracción de CO2 y el flujo degas de salida y la fracción deCO2-parámetros medidos)[Sección 5.1.4 del Compendio,Demostrado en Adjunto 5.4.]

Resultados de simulación deproceso, como AmineCalc.[Sección 5.1.3 del Compendio]

Niveles de estimacionesNivel C Nivel B Nivel A

Incertidumbre+/- 30–60% +/- 20–40% +/- 10–30%

Método de estimación

FuentedeCategoría GEI

B-3

Deshidrataciónde glicol

Flasheado detanque

Otras fuentesprovenientes deprocesos

Fuentes nohabituales

CO2

CH4

CO2

CH4

CO2

CH4

CO2

CH4

No consideradas [Sección 5.1.1.del Compendio. Emisiones deCH4 de deshidratadores deglicol calculados en Adjuntos 5.1y 5.2]

No consideradas

No consideradas [Las emisionesde CO2 provenientes de otrosprocesos de venteo se tratan enlas Secciones 5.3 (Venteo enFrío) y 5.6 (Otras Fuentes deVenteo) del Compendio. Loscasos de estudioproporcionados en la Sección7.1 del Compendio muestranemisiones de CO2insignificantes provenientes deotras fuentes de proceso parainstalaciones ‘upstream’]

No consideradas [Las emisionesde CO2 provenientes de fuentesno habituales se tratan en laSección 5.7 del Compendio. Loscasos de estudioproporcionados en la Sección7.1 del Compendio muestranemisiones de CO2insignificantes provenientes defuentes no habituales parainstalaciones ‘upstream’]

No consideradas [Lasemisiones de CH4 provenientesde fuentes no habituales setratan en la Sección 5.7 delCompendio. Los casos deestudio proporcionados en laSección 7.1 del Compendiomuestran aportes insignificantesal total de emisiones CO2equivalentes provenientes defuentes no habituales parainstalaciones ‘upstream’]

Aplicación de factoresgenéricos de emisión [Sección5.1.1 del Compendio, Tabla 5-1a 5-3. Demostrado en Adjuntos5.1 y 5.2.]

Aplicación de factores genéricosde emisión [Compendio Tabla 5-7] -o- ecuaciones de estimaciónde emisiones [Sección 5.4.1 delCompendio. El Adjunto 5.13proporciona una comparaciónde los resultados con diferentestécnicas de estimación.]

Procesar el equilibrio de masacomo en el Compendioutilizando los datos deactividad basados en lasmejores estimaciones deingeniería [Secciones 5.3(Venteo en Frío) y 5.6 (OtrasFuentes de Venteo) delCompendio. Demostrado enAdjunto 5.12]

Estimaciones de ingeniería[Sección 5.7.1 del Compendio.Demostrado en Adjunto 5.27.]

Estimaciones de ingeniería[Sección 5.7.1 del Compendio.Demostrado en Adjunto 5.26.]

Aplicación de factoresgenéricos de emisión [Sección5.1.1 del Compendio, Tabla 5-1a 5-3. Demostrado en Adjuntos5.1 y 5.2.]

Medida de gas liberado oaplicación de proceso desimulación como el E&P Tank[Sección 5.4.1 del Compendio]

Procesar el equilibrio de masacomo en el Compendioutilizando los datos deactividad basados en lasmejores estimaciones deingeniería [Secciones 5.3(Venteo en Frío) y 5.6 (OtrasFuentes de Venteo) delCompendio. Demostrado enAdjunto 5.12]

Estimaciones de ingeniería[Sección 5.7.1 del Compendio.Demostrado en Adjunto 5.27.]

Estimaciones de ingeniería[Sección 5.7.1 del Compendio.Demostrado en Adjunto 5.26.]

Niveles de estimacionesNivel C Nivel B Nivel A

Incertidumbre+/- 30–60% +/- 20–40% +/- 10–30%

Método de estimación

FuentedeCategoría GEI

No consideradas[Sección 5.1.1. del Compendio. Emisiones de CO2 de deshidratadores de glicol calculados enAdjuntos 5.1 y 5.2]

No consideradas[El flasheado de tanques se trata en la Sección 5.4.1. del Compendio. Las emisiones de CO2resultantes del fleasheado de tanques son estimadas en la Sección 7.1. del Compendio]

No consideradas [Las emisiones de CH4 provenientes de otros procesos de venteo se tratan en lasSecciones 5.3 (Venteo en Frío) y 5.6 (Otras Fuentes de Venteo) del Compendio. Demostrado enAdjunto 5.12 y en adjuntos de fuentes de emisión particulares.]

B-4

Emisionesfugitivas deprocesos

Instalacionessin actividad

CO2

CH4

CO2

CH4

No consideradas [Lasemisiones de CO2 de fuentesfugitivas se tratan en la Sección6.1 del Compendio. Los casosde estudio proporcionados en laSección 7.1 del Compendiomuestran emisiones de CO2insignificantes de fuentesfugitivas para instalaciones‘upstream’]

No consideradas [Lasemisiones de CH4 de fuentesfugitivas se tratan en laSección 6 del Compendio. Loscasos de estudioproporcionados en la Sección7.1 del Compendio muestranun aporte total de lasemisiones de CH4 de fuentesfugitivas de 0.1 a 6% parainstalaciones ‘upstream’.]

Incluir sólo caudales >30%CO2 sobre la base de factorespromedios de emisión del nivelde componentes y enmediciones de componenteshabituales [Sección 6.1 delCompendio. Demostrado enAdjunto 6,1]

Sobre la base de factorespromedios de emisión del nivelde componentes y enmediciones de componenteshabituales [Sección 6.1.3. delCompendio. Demostrado enAdjunto 6.3.]

Incluir solo caudales >30%CO2 sobre la base de factorespromedios de emisión del nivelde componentes y enmediciones de componentesreales [Sección 6.1 delCompendio. Demostrado enAdjunto 6,1]

Sobre la base de factorespromedios de emisión del nivelde componentes y enmediciones de componentesreales [Sección 6.1.3. delCompendio. Demostrado enAdjunto 6.3.]

Niveles de estimacionesNivel C Nivel B Nivel A

Incertidumbre+/- 30–60% +/- 20–40% +/- 10–30%

Método de estimaciónFuentedeCategoría GEI

Si el operador no está dispuesto a proporcionar datos sobre las emisiones de GEI o sobreactividades o no le es posible hacerlo, las emisiones E&P pueden estimarse realizando un prorrateohacia la siguiente instalación de producción operada por la empresa [No se trata en el Compendio]

B-5

Fuentes decombustión

Combustión decoque de CCF

Quema

Planta dehidrógeno(proceso)

CO2

CH4

CO2

CH4

CO2

CH4

CO2

Insumo térmico (combustiblequemado) estimado sobre labase de categorías diseñadaspara la planta y horas deoperación, factores decombustible predeterminados[Sección 4.2 del Compendio.Demostrado en Adjuntos 3.3,4.3 y 4.5]

Insumo térmico (combustiblequemado) basado encategorías diseñadas paraplanta y horas de operación,factor coque predeterminado

Estimaciones de ingeniería delgas quemado, es decir,utilizando correlación delongitud de antorcha del API yfactor predeterminado para gasde refinería

Equilibrio de masa del procesobasado en producciónestimada de hidrógeno[Sección 5.2.2 del Compendio.Demostrado en Adjunto 5.6.]

Insumo térmico (combustible)basado en mediciones oequilibrios de energía encalentadores/calderas,composición del combustibleobtenida de tomas demuestras ocasionales.[Sección 4,1. del CompendioDemostrado en Adjunto 4,1]

Índice de combustión de coquecalculado sobre la base delequilibrio de masa/energía delproceso y a la composiciónpromedio del coque basada entoma de muestras instantáneas[Sección 5.2.1 del Compendio.Demostrado en Adjunto 5.5.]

O - estimado directamente deconcentraciones de CO y CO2en escapes (muestrasinstantáneas) e índice de flujode aire/oxígeno al regenerador[Sección 5.2.1 del Compendio.Demostrado en Adjunto 5.5.]

Estimaciones de ingeniería deprocesos del volumen deantorcha sobre la base deíndices conocidos de purgado,flujos de unidades de procesoa la antorcha y estimacionesde quemado no habitual sobrela base de registros de planta.La composición ponderadapromedio del gas de antorchase basa en la composiciónestimada [Sección 4.4 delCompendio. Cálculos deemisiones de antorchademostrados en Adjunto 4.8.]

Método ‘simple’ del Compendiobasado en producciónestimada de hidrógeno[Sección 5.2.2 del Compendio.Demostrado en Adjunto 5.6.]

Insumo térmico (combustible)basado en mediciones oequilibrios de energía encalentadores/calderas,composición del combustibleobtenida de tomas demuestras instantáneasfrecuentes. [Sección 4,1. delCompendio Demostrado enAdjunto 4,1]

Índice de combustión de coquecalculado sobre la base delequilibrio de masa/energía delproceso y a la composiciónpromedio del coque basada entoma de muestras instantáneas[Sección 5.2.1 del Compendio.Demostrado en Adjunto 5.5.]

O – estimado directamente deconcentraciones de CO y CO2en escapes (muestrasinstantáneas) e índice de flujode aire/oxígeno al regenerador[Sección 5.2.1 del Compendio.Demostrado en Adjunto 5.5.]

Volumen de antorcha estimadoa partir de los medidores degas de antorcha si los haydisponibles, índices conocidosde purgado y mejoresestimaciones de ingeniería deprocesos, composiciónpromedio del gas de antorchabasada en muestrasinstantáneas a lo largo del añoajustadas en caso de quemadono habitual significativo[Sección 4.4 del Compendio.Demostrado en Adjunto 4.8.]

Método ‘complejo’ del compendio,es decir, equilibrio de masa delproceso basado en índice dealimentación del reformadorconocido y composición[Sección 5.2.2 del Compendio;Demostrado en Adjunto 5.7.]

Niveles de estimacionesNivel C Nivel B Nivel A

Incertidumbre+/- 15–30% +/- 15% +/- 5–10%

Método de estimaciónFuentedeCategoría GEI

No consideradas. [Los factores de emisiones de CH4 se proporcionan en la Sección 4.3 delCompendio. El aporte insignificante de las emisiones de CH4 de fuentes de combustión sedemuestra en la Sección 7.3 del Compendio y en los Adjuntos 4.6 y 4.7. Menos del 1% del total deemisiones CO2 equivalentes para la instalación del sector ‘downstream’]

No consideradas [El Compendio no trata las emisiones de CH4 de combustión de coque de CCF]

No consideradas [El método para emisiones de CH4 proveniente de antorchas de refinería seproporciona en la Sección 4.4 del Compendio. Demostrado en Adjunto 4.8. El aporte insignificantede CH4 proveniente de antorchas de refinería está demostrado en la Sección 7.3 del Compendio]

Tabla B-2. Vínculos con niveles de refinación de petróleo y productospetroquímicos

B-6

Planta dehidrógeno(proceso)

Otras fuentesprovenientes deprocesos

Fuentes nohabituales

Emisionesfugitivas deprocesos

Fuentes deotras áreas

Refinerías yplantaspetroquímicassin actividad

CH4

CO2

CH4

CO2

CH4

CO2

CH4

CO2

CH4

CO2

CH4

No consideradas [No tratadasen el Compendio; Ecuación 5-5 asume completa conversiónde gas de alimentación]

No consideradas [Contribucióninsignificante de emisiones deCO2 provenientes de otrasfuentes de procesosdemostrada en el caso deestudio para una instalación‘downstream’ contenido en laSección 7.3 del Compendio]

No consideradas [La Sección5.7.6 del Compendio asumeque las fuentes de emisionesno habituales provenientes derefinerías se encaminan a laantorcha.]

No consideradas [La Sección5.7.6 del Compendio asumeque las fuentes de emisionesno habituales provenientes derefinerías se encaminan a laantorcha.]

No consideradas [Las emisiones de CH4 de fuentes fugitivas setratan en la Sección 6 del Compendio. Se asume que el aportedel CH4 a las emisiones VOC de refinería es insignificante.]

No consideradas [Se tratan en la Sección 6.2. del Compendio. El Compendio afirma que lasemisiones provenientes de estas fuentes son en general insignificantes]

No consideradas [Se tratan en la Sección 6.2. del Compendio. El Compendio afirma que lasemisiones provenientes de estas fuentes son en general insignificantes Las emisiones de CH4provenientes de sistemas de tratamiento de agua se demuestran en el Adjunto 6.5.]

En el caso de refinerías en que el operador no está dispuesto o no puede proporcionar datos sobreemisiones de GEI o datos de actividad, las emisiones pueden estimarse realizando un prorrateohacia la siguiente refinería en actividad equivalente, con los ajustes correspondientes según larigurosidad del proceso y las propiedades del crudo. Un método similar puede aplicarse a lasinstalaciones petroquímicas si la materia prima, los procesos y los productos son lo suficientementesimilares. [No se trata en el Compendio]

No consideradas (verificaciónde muestra de contenido demetano del caudal de CO2venteado) [No tratadas en elCompendio; Ecuación 5-5asume completa conversión degas de alimentación]

Equilibrio de masa de procesotal como en el Compendio,utilizando datos de actividadbasados en mejoresestimaciones de ingeniería[Secciones 5.2 y 5.3. delCompendio. Demostrado enadjuntos para fuentesespecíficas de emisiones.]

Estimaciones de ingeniería[Sección 5.2.1 del Compendio.Demostrado en Adjunto 5.26.]

Estimaciones de ingeniería[Sección 5.2.1 del Compendio.Demostrado en Adjunto 5.26.]

No consideradas(posiblemente significativaspara suministro de gas naturalpor gasoducto) [Las emisionesde CH4 provenientes delsistema de gas combustible setratan en la Sección 6.1 delCompendio]

Niveles de estimacionesNivel C Nivel B Nivel A

Incertidumbre+/- 15–30% +/- 15% +/- 5–10%

Método de estimaciónFuentedeCategoría GEI

No consideradas [No tratadasen el Compendio; Ecuación 5-5asume completa conversión degas de alimentación]

Equilibrio de masa de procesotal como en el Compendio,utilizando datos de actividadbasados en mejoresestimaciones de ingeniería[Secciones 5.2 y 5.3. delCompendio. Demostrado enadjuntos para fuentesespecíficas de emisiones.]

Estimaciones de ingeniería[Sección 5.2.1 del Compendio.Demostrado en Adjunto 5.26.]

Estimaciones de ingeniería[Sección 5.7.1 del Compendio.Demostrado en Adjunto 5.26.]

No consideradas [Método de venteo en frío previsto en Sección 5.3. del Compendio El Compendioen general asume que las emisiones de CH4 provenientes de la venteo en otros procesos derefinería son insignificantes]

No consideradas [Las emisiones de CO2 de fuentes fugitivas se tratan en la Sección 6 del Compendio.El Compendio afirma que las emisiones de CO2 de fugas de equipos son insignificantes en la mayoría delas refinerías.]

IPIECA

International Petroleum IndustryEnvironmental Conservation Association

International Association of Oil & Gas P roducer s

American

Petroleum

Institute