Huella de carbono en el sector químico y petroquímico: cómo inventariar las emisiones de refinerías, plantas de proceso y distribuidores

El sector químico y petroquímico genera emisiones por tres vías simultáneas que otros sectores industriales no combinan: la combustión de energía para calentar procesos, las reacciones químicas que liberan CO₂ como subproducto independientemente de la energía consumida (emisiones de proceso), y las fugas continuas de gases en equipos presurizados y uniones de tuberías. Separar correctamente cada vía —y documentarla con los factores de emisión que el verificador ENAC reconoce— es el punto de partida de un inventario que supera la verificación sin observaciones.

#Las tres capas de Scope 1 que distinguen al sector químico

El Scope 1 de una empresa química o petroquímica incluye tres partidas que el inventario debe separar desde el primer borrador, porque el verificador las trata como fuentes independientes.

La primera es la combustión directa de combustibles fósiles en hornos de proceso, calderas de vapor y turbinas de cogeneración. Es la partida más intuitiva: el consumo de gas natural, gasoil o fuelóleo se convierte en CO₂ aplicando los factores de emisión de la Guía MITECO vigente. El expediente debe listar cada equipo de combustión con su consumo anual y el combustible utilizado.

La segunda son las emisiones de proceso, también llamadas process emissions: CO₂ o CH₄ que se generan como resultado de las reacciones químicas, no de la combustión de energía. En una planta de amoniaco, el reformado de gas natural para obtener hidrógeno libera CO₂ directamente en el proceso. En una refinería, el craqueo catalítico regenerativo genera corrientes de CO₂ de proceso en el regenerador del catalizador. El GHG Protocol clasifica estas emisiones como Scope 1, pero en una subcategoría separada de la combustión estacionaria: combinarlas en una sola línea del inventario es una de las observaciones más frecuentes en los primeros expedientes del sector.

La tercera son las emisiones fugitivas: fugas de metano, CO₂ de proceso o gases fluorados de equipos presurizados —compresores, intercambiadores, tuberías, válvulas y bridas— que no se pueden eliminar por completo. El método estándar de cuantificación es el LDAR (Leak Detection and Repair): censo de todos los puntos de emisión potencial, medición periódica con detector calibrado y cálculo de la tasa de fuga anual por tipo de componente.

#La antorcha de quemado como fuente diferenciada

Las antorchas de flaring en refinería y petroquímica queman gas residual que de otro modo escaparía a la atmósfera. El API Compendium y la IPCC Guidelines (volumen 2, capítulo de industria energética) distinguen entre el flaring rutinario —operación normal de la planta— y el flaring de emergencia por parada o incidente. Ambos generan Scope 1, pero se cuantifican con métodos distintos y el verificador los trata en secciones separadas del expediente. Si la planta no tiene caudalímetro en la antorcha, MITECO admite la estimación a partir del historial del sistema de control distribuido (DCS) siempre que la incertidumbre quede documentada.

#Scope 2 y la relevancia del método market-based

El Scope 2 eléctrico de una planta química es habitualmente elevado: compresores de proceso a alta presión, sistemas de refrigeración, electrólisis y equipos de separación son consumidores intensivos. El método location-based usa el factor del mix residual publicado por CNMC o IDAE para el año del inventario. El método market-based aplica cuando la empresa dispone de Garantías de Origen renovables o un contrato PPA que respalde parte de su consumo.

Para instalaciones con cogeneración, la electricidad que la planta genera y consume en el acto tiene un factor de emisión asociado a la combustión del gas en el propio equipo (ya contabilizado en Scope 1), y ese kWh no entra en Scope 2. Si hay excedentes exportados a la red, el tratamiento sigue la guía de MITECO para autoproductores y cogeneradores.

El GHG Protocol obliga a declarar Scope 2 por los dos métodos cuando ambos son aplicables. Para el sector, cuya factura eléctrica puede representar una fracción muy relevante de los costes operativos, la diferencia entre location-based y market-based en toneladas puede ser significativa si la empresa tiene contratos renovables o PPAs en vigor.

#Las categorías de Scope 3 más relevantes en química y petroquímica

El GHG Protocol obliga a evaluar la materialidad de las quince categorías de Scope 3. Para el sector, cuatro concentran habitualmente la mayor parte del inventario indirecto.

Categoría 1 — Bienes y servicios adquiridos. Las materias primas de un proceso químico —nafta, etileno, propileno, metanol, gas natural de alimentación— tienen huellas de carbono incorporadas que en muchos casos superan al Scope 1 y Scope 2 combinados. Es la categoría upstream de mayor peso para la mayoría de plantas de síntesis.

Categoría 4 — Transporte y distribución upstream. El transporte de materias primas en barco, tren o camión cisterna genera emisiones por las que la empresa es responsable cuando paga el flete o controla el transporte. Los factores de emisión por modo de transporte de MITECO V5 incluyen valores para tráfico marítimo de mercancías a granel.

Categoría 11 — Uso del producto vendido. Cuando los productos del sector se combustionan aguas abajo —disolventes, combustibles, gases licuados de petróleo—, las emisiones de esa combustión entran en la categoría 11. Para una refinería, es la categoría que más toneladas aporta al inventario total, muy por encima del Scope 1 propio.

Categoría 12 — Fin de vida del producto. Los plásticos, envases y residuos de proceso que el cliente final elimina generan emisiones en su tratamiento (incineración, vertedero o reciclaje). Para empresas que venden polímeros y resinas, es una categoría relevante que el análisis de materialidad no debería omitir.

#Cómo documentar el inventario para el verificador ENAC

El verificador que audita el expediente MITECO de una empresa química revisará cuatro aspectos que otros sectores no exigen con el mismo nivel de detalle.

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   Inventario completo de fuentes

   El expediente debe listar todas las fuentes de Scope 1: cada quemador de horno, cada caldera, la antorcha, los compresores de gas, los equipos de refrigeración con gases fluorados y los puntos LDAR del censo. Una fuente omitida genera una observación automática. El método habitual para construir ese censo es cruzar el P&ID (diagrama de proceso e instrumentación) con el registro de activos del departamento de mantenimiento.

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   Separación entre combustión y proceso

   El verificador comprobará que el CO₂ de proceso no se ha incluido en la misma línea contable que el CO₂ de combustión. Si la planta tiene un contador de gas separado para el alimentador de proceso y otro para combustión, los datos están disponibles directamente. Si el contador es único, hay que aplicar un balance de masa del proceso para separar ambas corrientes, y ese balance debe quedar documentado en el expediente.

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   Cuantificación de fugitivas con método reconocido

   MITECO acepta los métodos de cuantificación del API Compendium y de la IPCC Guidelines. El expediente debe indicar cuál se ha aplicado, la frecuencia de medición, el número total de puntos del censo LDAR y los instrumentos utilizados. Sin esa documentación, el verificador no puede validar la cifra de fugitivas y el expediente vuelve con requerimientos de información adicional.

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   Factores de emisión para gases no estándar

   La Guía de Factores de Emisión MITECO incluye valores para gas natural, GLP, gasoil y biomasa. Para gases de proceso no estándar —gas de coquería, off-gas de refinería, gas de síntesis—, MITECO admite el uso del poder calorífico inferior y el contenido en carbono del análisis elemental del laboratorio propio. Si se usan factores propios, el verificador exigirá los boletines analíticos o los certificados del laboratorio acreditado.

#Caso práctico: inventario de una planta de producción de polietileno

Una empresa española con una planta de polimerización de etileno tiene el siguiente mapa de fuentes en el primer borrador del inventario:

Scope 1 combustión: calderas de vapor (gas natural), hornos de proceso (gas natural) y flota de vehículos de mantenimiento (gasoil).

Scope 1 proceso: el proceso de polimerización no genera CO₂ de proceso directamente, pero el catalizador se regenera periódicamente en un horno donde el coque depositado en el catalizador se calcina. Las emisiones de esa calcinación son CO₂ de proceso, no de combustión de energía externa, y deben documentarse por separado.

Scope 1 fugitivas: metano de compresores de etileno, válvulas y bridas en las líneas de proceso. Se cuantifican con el método EPA Component Leak Rate para cada tipo de componente del censo LDAR.

Scope 2: electricidad consumida en compresores de proceso, refrigeración y alumbrado. El método location-based usa el factor del mix residual del año del inventario.

Scope 3 categoría 1: el etileno de alimentación, producido por craqueo de nafta en otra instalación, tiene una huella incorporada que en muchos ejercicios supera al Scope 1 propio de la planta.

#Preguntas frecuentes

¿Los gases de refinería tienen factores de emisión en la guía MITECO?

La Guía de Factores de Emisión MITECO no incluye factores específicos para todos los gases de refinería porque su composición varía entre instalaciones. El procedimiento aceptado es usar el contenido en carbono medido mediante análisis cromatográfico del gas, aplicar el factor de conversión de carbono a CO₂ (44/12) y multiplicar por el volumen quemado. El verificador exigirá los registros analíticos que avalen la composición del gas utilizada en el cálculo.

¿Cómo trato el CO₂ que la planta captura y no emite a la atmósfera?

El CO₂ capturado en planta para uso en síntesis química o para venta como CO₂ industrial se descuenta del Scope 1 si se ha evitado la emisión real a la atmósfera. El expediente debe documentar el destino del CO₂ capturado y el sistema de medición del caudal. La empresa que recibe y finalmente emite ese CO₂ lo incluye en su propio Scope 1.

¿El sello MITECO «Calculo» cubre solo Scope 1 y Scope 2?

Sí. El sello «Calculo» del Registro de Huella de Carbono de MITECO exige inventario de Scope 1 y Scope 2 verificado por una entidad ENAC. El Scope 3 es voluntario en el expediente MITECO. Incluirlo de forma voluntaria es una práctica recomendable para el sector químico porque facilita la auditoría CSRD y aporta el dato de categoría 1 que los clientes con compromisos SBTi exigen a sus proveedores.

¿Cómo se documentan las emisiones de antorchas cuando no hay caudalímetro certificado?

El API Compendium y la IPCC Guidelines aceptan métodos de estimación basados en el historial de operación, el poder calorífico del gas y los factores de eficiencia de combustión de la antorcha. Los datos del sistema de control distribuido (DCS), con las incertidumbres documentadas, son una fuente admisible. El verificador exigirá que la incertidumbre asociada a esta fuente quede registrada en el expediente y no se omita del total del inventario.

¿La huella de producto (ISO 14067) es lo mismo que el inventario organizacional para MITECO?

No. La ISO 14067 mide las emisiones de ciclo de vida de un producto concreto. El inventario MITECO sigue la ISO 14064-1, que mide las emisiones organizacionales de todas las fuentes bajo el perímetro de control en un ejercicio. Son complementarios: el inventario organizacional es la base para construir la huella de producto, pero ésta exige además el análisis upstream de materias primas y el downstream del uso y fin de vida del producto.

¿Qué pasa si la empresa tiene varias plantas en distintas provincias?

El perímetro del expediente MITECO se define por el límite organizativo elegido: control operacional, control financiero o participación accionarial. Si todas las plantas están bajo el mismo CIF y control operacional, el inventario es único y consolida todas las instalaciones. El verificador pedirá la ficha de cada instalación por separado para comprobar que la suma cuadra con el total declarado.

Próximo paso

El inventario de una empresa del sector químico con Scope 1 de proceso y fugitivas requiere un trabajo de identificación de fuentes más detallado que el de la mayoría de sectores. Si la empresa ya tiene el balance energético y el censo de equipos del departamento de mantenimiento, el paso siguiente es estructurar esos datos en un inventario verificable con la trazabilidad documental que el verificador ENAC necesita. Emision permite organizar el inventario por fuente, aplicar los factores MITECO actualizados y preparar el expediente completo.