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Huella de carbono del ciclo de vida del gas natural Análisis comparativo importación vs producción local
Código CPC: 1202 (Gas natural)
Año de publicación: 2020
Alcance temporal: la presente huella de carbono hace referencia al desempeño ambiental del producto en 2019
Normativa aplicada: ISO 14040; ISO14044 e ISO 14067
Validación del marco metodológico, documental y resultados (excepto comparativa) de acuerdo a las normativas anteriores - Marcel Gómez Consultoría Ambiental
Certificación del escenario de producción local de gas natural de acuerdo con ISO14067 - Bureau Veritas - Nº de certificado: ES111767-1
CONFIDENCIALIDAD Y LIMITACIONES DE USOS POTENCIALES
Este documento ha sido realizado por Azentúa para el uso exclusivo de ACIEP (Asociación Española de
Compañías de Investigación, Exploración y Producción de Hidrocarburos y Almacenamiento Subterráneo).
El estudio Huella de carbono del ciclo de vida del gas natural – con su alcance, hipótesis, metodología y
resultados - está validado de acuerdo con las normas ISO14067, ISO 14040 e ISO 14044.
El marco metodológico, documental y los resultados de cada escenario (de manera individual, no
comparativa) han sido validados de forma interna por una tercera parte independiente, Marcel Gómez
Ferrer Consultoría Ambiental.
El escenario de producción local de gas natural está además certificado por la entidad Bureau Veritas
conforme al estándar ISO14067.
Tanto el validador como la entidad verificadora no realizan ninguna afirmación ni presentan ninguna
responsabilidad acerca de las conclusiones del proyecto.
Tanto Azentúa como ACIEP no aceptan responsabilidad alguna por el uso o las interpretaciones de este
informe por parte de un tercero.
INFORMACIÓN Y CONTACTO ACIEP
La Asociación Española de Compañías de Investigación, Exploración y Producción de Hidrocarburos (ACIEP) es una asociación civil sin ánimo de lucro integrada por la mayoría de las empresas que desarrollan actividades de exploración y producción dentro del Estado Español.
Margarita Hernando, Secretaria General ACIEP [email protected]
EMPRESA RESPONSABLE DEL SOPORTE TÉCNICO: AZENTÚA
Luis López-Cózar [email protected]
María José Rubial [email protected]
Rocío Fernández [email protected]
Huella de carbono del ciclo de vida del gas natural | Análisis comparativo importación vs producción local
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1. RESUMEN EJECUTIVO ..................................................................................................................... 5
2. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................. 6
2.1. OBJETIVOS ....................................................................................................................................... 6 2.2. ALCANCE DEL ESTUDIO ........................................................................................................................ 6 2.3. ALCANCE TEMPORAL Y VALIDEZ............................................................................................................. 7 2.4. ÁMBITO DE APLICACIÓN Y LIMITACIONES ................................................................................................ 7 2.5. INCERTIDUMBRE ................................................................................................................................ 7 2.6. APLICACIÓN PREVISTA, PÚBLICO PREVISTO Y COMUNICACIONES PREVISTAS .................................................... 7
3. TENDENCIAS GLOBALES SOBRE CAMBIO CLIMÁTICO Y EL PAPEL QUE DESEMPEÑA EL GAS
NATURAL (GN) ....................................................................................................................................... 8
3.1. CONTEXTO GLOBAL ............................................................................................................................ 8 3.2. CONTEXTO EUROPEO Y CONTEXTO ESPAÑA ............................................................................................ 8
4. SITUACIÓN DEL MERCADO DE GAS NATURAL (RESUMEN) ............................................................. 9
4.1. CONTEXTO GLOBAL Y EUROPEO ............................................................................................................ 9 4.2. CONTEXTO ESPAÑA .......................................................................................................................... 10
5. CÁLCULO DE LA HUELLA DE CARBONO (HC) DE LA PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL CON BASE EN
LA METODOLOGÍA ANÁLISIS DE CICLO DE VIDA (ACV) ......................................................................... 13
5.1. HUELLA DE CARBONO (HC) DE PRODUCTO ............................................................................................ 13 5.2. ANÁLISIS DE CICLO DE VIDA (ACV). DESCRIPCIÓN DE METODOLOGÍA Y ETAPAS ............................................. 13 5.3. ACV DEL GAS NATURAL .................................................................................................................... 15
Definición de objetivo y alcance ......................................................................................... 15 5.3.1.1. Objetivo ......................................................................................................................................... 15 5.3.1.2. Unidad funcional y alcance ............................................................................................................ 15
Análisis de inventario .......................................................................................................... 19 5.3.2.1 Generalidades ............................................................................................................................... 19 5.3.2.2 Información y calidad de los datos ................................................................................................ 19 5.3.2.3 Hipótesis específicas para el escenario A- producción local.......................................................... 20
Metodología de cálculo de impactos, software, bases de datos y proceso de simulación. 20 5.3.3.1 Metodología de cálculo de impactos ambientales ........................................................................ 20 5.3.3.2 Software ........................................................................................................................................ 22 5.3.3.3 Bases de datos de flujos y procesos .............................................................................................. 22 5.3.3.4 Bases de datos de métodos de evaluación de impactos ............................................................... 22 5.3.3.5 Proceso de simulación ................................................................................................................... 23
Resultados. Interpretación y evaluación del impacto. ........................................................ 24 5.3.4.1 Escenario A- Producción local ....................................................................................................... 24 5.3.4.2 Escenario B- GNL importado desde el continente americano ....................................................... 25 5.3.4.3 Escenario C – GN importado por gasoducto desde Argelia ........................................................... 26 5.3.4.4 Comparación entre escenarios ...................................................................................................... 27 5.3.4.5 Resumen de resultados. Comparativa entre escenarios y etapas del ciclo de vida ...................... 28 5.3.4.6 Resumen de resultados. Comparativa entre escenarios y etapas del ciclo de vida (sin la etapa
generación electricidad) ................................................................................................................................. 29
6. CONCLUSIONES ............................................................................................................................ 31
6.1. EMISIONES EVITADAS CON LA PRODUCCIÓN LOCAL (ESCENARIO A) ............................................................. 31 6.2. EQUIVALENCIA DE IMPACTOS. COMPARATIVA CON OTROS SECTORES .......................................................... 32 6.3. ENERGÍA SOLAR ............................................................................................................................... 32 6.4. ENERGÍA EÓLICA .............................................................................................................................. 32 6.5. PLANTACIÓN ARBOLES – COMPENSACIÓN AMBIENTAL............................................................................. 32 6.6. PRODUCCIÓN NACIONAL DE GAS NATURAL 2019 – EMISIONES EVITADAS ................................................... 32
7. BIBLIOGRAFÍA .............................................................................................................................. 33
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Ilustraciones
ILUSTRACIÓN 2-1. ESCENARIOS ........................................................................................................................... 6 ILUSTRACIÓN 4-1. DEMANDA GLOBAL DE GAS NATURAL EN 2018 (% SOBRE EL TOTAL SEGÚN REGIÓN). ........................... 9 ILUSTRACIÓN 4-2. CONSUMO EUROPEO DE GAS NATURAL EN 2018 (% SOBRE EL TOTAL SEGÚN USO)................................ 9 ILUSTRACIÓN 4-3. DISTRIBUCIÓN DE LA DEMANDA DE GAS NATURAL POR SECTORES EN 2018 (%) .................................. 10 ILUSTRACIÓN 4-4. PRINCIPALES EXPORTADORES DE GAS NATURAL A ESPAÑA EN 2018 ................................................. 11 ILUSTRACIÓN 4-5. ESTADO DE LA INFRAESTRUCTURA GASISTA NACIONAL 31/12/2018 ............................................... 12 ILUSTRACIÓN 5-1. DIAGRAMA CONCEPTUAL, GENÉRICO, DE UN ACV ........................................................................ 13 ILUSTRACIÓN 5-2. TIPOS DE ACV SEGÚN LAS POSIBLES ETAPAS A CONSIDERAR ............................................................ 14 ILUSTRACIÓN 5-3. ETAPAS DE LA METODOLOGÍA ACV. MARCO GENERAL PARA UN ANÁLISIS DE CICLO DE VIDA. ................. 14 ILUSTRACIÓN 5-4. TIPOS DE ESCENARIOS ............................................................................................................. 15 ILUSTRACIÓN 5-5. ESQUEMA BÁSICO GENERAL DE LA CADENA DE VALOR DEL SISTEMA GASISTA ...................................... 16 ILUSTRACIÓN 5-6. FASES DE ACV CONSIDERADAS EN CADA ESCENARIO ..................................................................... 17 ILUSTRACIÓN 5-7. METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE IMPACTOS- EJEMPLO PARA CALENTAMIENTO GLOBAL. ......................... 21 ILUSTRACIÓN 5-8. ELEMENTOS DE LA ESTRUCTURA Y FLUJOS DE INFORMACIÓN NECESARIA EN OPENLCA. ........................ 23 ILUSTRACIÓN 5-9. HUELLA DE CARBONO -CO2E, FÓSIL- (% RESPECTO AL TOTAL). ESCENARIO A. DESGLOSE ETAPAS CICLO DE
VIDA. ............................................................................................................................. 24 ILUSTRACIÓN 5-10. HUELLA DE CARBONO - CO2E, FÓSIL- (% RESPECTO AL TOTAL). ESCENARIO B- DESGLOSE ETAPAS CICLO DE
VIDA. ............................................................................................................................. 25 ILUSTRACIÓN 5-11. HUELLA DE CARBONO -CO2E, FÓSIL- (% RESPECTO AL TOTAL). ESCENARIO C. DESGLOSE ETAPAS CICLO DE
VIDA. ............................................................................................................................. 26 ILUSTRACIÓN 5-12. HUELLA DE CARBONO (KG CO2E FÓSIL/MWH). COMPARATIVA ESCENARIOS ..................................... 27 ILUSTRACIÓN 5-13. HUELLA DE CARBONO (KG CO2E FÓSIL/MWH). COMPARATIVA ESCENARIOS Y ETAPAS......................... 28 ILUSTRACIÓN 5-14. HUELLA DE CARBONO (KG CO2E FÓSIL/MWH). COMPARATIVA ESCENARIOS Y ETAPAS (SIN ETAPA 9) ..... 29 ILUSTRACIÓN 5-15. HUELLA DE CARBONO (KG CO2E FÓSIL/MWH). COMPARATIVA ESCENARIOS (SIN ETAPA 9) ................ 30
Tablas
TABLA 4-1. DISTRIBUCIÓN DE RESERVAS, PRODUCCIÓN Y CONSUMO MUNDIAL DE GAS NATURAL EN 2018 (%) ................. 10 TABLA 5-1. ETAPAS DEL CICLO DE VIDA DEL GAS POR ESCENARIO .............................................................................. 16 TABLA 5-2. ETAPAS DEL ACV ............................................................................................................................ 18 TABLA 5-3. FACTORES DE CARACTERIZACIÓN PARA LA CATEGORÍA DE IMPACTO: POTENCIAL DE CALENTAMIENTO GLOBAL
(GWP,100) ..................................................................................................................... 22 TABLA 5-4: RESULTADOS HUELLA DE CARBONO (KG CO2E/MWH). ESCENARIO A ........................................................ 24 TABLA 5-5: RESULTADOS HUELLA DE CARBONO (KG CO2E/MWH). ESCENARIO B ........................................................... 25 TABLA 5-6. RESULTADOS HUELLA DE CARBONO (KG CO2E/MWH). ESCENARIO C .......................................................... 26 TABLA 6-1. SITUACIÓN NACIONAL RESPECTO A LA DEMANDA Y APROVISIONAMIENTOS DE GAS NATURAL 2018 ................. 31 TABLA 6-2. EVALUACIÓN DE LAS EMISIONES DE LOS ESCENARIOS DE IMPORTACIÓN (B Y C). CONTEXTO ESPAÑA 2018. ........ 31 TABLA 6-3. EVALUACIÓN DE LAS EMISIONES DEL ESCENARIO DE PRODUCCIÓN LOCAL (A). CONTEXTO ESPAÑA 2018. ........... 31 TABLA 6-4. EMISIONES EVITADAS. CONTEXTO ESPAÑA 2018 ................................................................................... 31
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ACRÓNIMOS
ACV Análisis de Ciclo de Vida
AENOR Asociación Española de Normalización y Certificación
API American Petroleum Institute | Instituto americano de petróleo
APLCCyTE Anteproyecto de Ley de Transición Energética
BCM Billions cubic meters | Miles de millones de m3
BP British Petroleum
CAC Captura y Almacenamiento de Carbono
CEI Comunidad de Estados Independientes
CMNUCC Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático
CO2 Dióxido de carbono
CO2e Dióxido de carbono equivalente
COP Conference of the parties | Conferencia de las Partes
CUC Captura y Uso de Carbono
EF Environmental Footprint | Huella de carbono
ELCD European Platform on Life Cycle Assessment
EPA Environmental Protection Agency | Agencia de protección ambiental de Estados Unidos
GEI Gases de Efecto Invernadero
GHG GreenHouse Gas Protocol | Protocolo de gases de efecto invernadero
GN Gas natural
GWP Global Warming Potencial | Potencial de calentamiento global
HC Huella de Carbono
IEA
IPCC
International Energy Agency | Agencia internacional de la energía
Intergovernmental Panel on Climate Change| Panel intergubernamental del cambio climático
NETL National Energy Technology Laboratory |Laboratorio nacional de tecnología energética de
Estados Unidos
PEF Product Environmental Footprints | Huellas de carbono de producto
PIB Producto interior bruto
PNIEC Plan Nacional Integrado de Energía y Clima
TEG Trietilenglicol
TEP Tonelada equivalente de petróleo
UE Unión Europea
Huella de carbono del ciclo de vida del gas natural | Análisis comparativo importación vs producción local
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1. Resumen ejecutivo
El objetivo del proyecto es la evaluación de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) – huella
de carbono (HC) - que se generan durante el ciclo de vida del gas natural (GN) producido localmente
(escenario base- A). Se realiza además una comparativa de estas emisiones de GEI con las estimadas en el
caso de escenarios de importación -GNL desde el continente americano (escenario B) y GN desde Argelia
(escenario C)-, con el fin de cuantificar el beneficio climático, en términos de emisiones evitadas, que
supone la producción local frente a la importación.
Este estudio está realizado de acuerdo con los estándares ISO14067 (huella de carbono de producto),
ISO14040 y ISO14044 (Análisis del Ciclo de Vida, ACV) y ha sido validado conforme a lo que dictan estos
estándares por una tercera parte independiente. El escenario de producción local de gas natural está
además certificado por la entidad Bureau Veritas conforme al estándar ISO14067.
De acuerdo con la metodología de ACV, el alcance de este estudio es de la cuna a la tumba, es decir,
considera todas las etapas que intervienen desde que se perfora el pozo hasta que se produce electricidad
a partir de este gas. Sin embargo, el ciclo de vida del gas natural es diferente en función del tipo de
aprovisionamiento, ya sea importación o producción local. En el escenario A y C intervienen las mismas
etapas (perforación, producción, tratamiento, transporte por gasoducto y generación de electricidad). En
el escenario B participan varias etapas adicionales, principalmente por la necesidad de transformar el gas
natural a líquido para poderlo transportar hasta el punto de destino. Estas etapas son el transporte por
gasoducto hasta la planta de licuefacción, la licuefacción, el transporte en barco y la regasificación.
El estudio se realiza para un pozo en desarrollo con una producción media de gas natural. La unidad
funcional seleccionada – unidad de referencia para expresar los resultados obtenidos- ha sido 1 MWh de
electricidad producida a partir de gas natural. En los casos en los que no estaban disponibles los datos
primarios de fábrica (datos proporcionados por el sector) se han utilizado datos primarios de bibliografía
(Pace Global, 2015; NETL, 2016 y Marcogaz, 2006) y datos secundarios (a partir de bases de datos EF, ELCD
y Ecoinvent, con información sobre procesos unitarios).
En cuanto a los resultados, el escenario A es el que ofrece una menor huella de carbono y por lo tanto
una contribución menos elevada al calentamiento global, causante del cambio climático. La diferencia
entre los resultados de huella de carbono de los escenarios A y C radica en la etapa de transporte por
gasoducto, menor en el caso del escenario A. El escenario B – GNL de importación desde el continente
americano- es el que presenta una huella de carbono más elevada, debido a las etapas adicionales que
tienen lugar y que no se dan en los otros dos escenarios: licuefacción, transporte en buques metaneros y
regasificación. Se puede concluir que el uso de GNL importado desde el continente americano (escenario
B) supondría un 22% más de emisiones en el ciclo de vida completo respecto a una producción local de
gas natural (escenario A), y que el uso de GN importado de Argelia (escenario C), supondría un 6,5% más
de emisiones en el ciclo de vida completo respecto a la producción local (escenario A).
En este estudio también se han calculado las emisiones que se evitarían si todo el gas consumido en
España se produjera localmente; aproximadamente 18 millones de tCO2e/año.
Estos resultados equivaldrían a las emisiones evitadas por:
• 118.577.360 paneles solares (a partir de referencia: Proyecto Planta fotovoltaica Badajoz, Iberdrola).
• 7.212 aerogeneradores (a partir de referencia: Parque Eólico Zaragoza, Iberdrola).
• 35.650.000 árboles plantados (a partir de referencia: Fomento del Medioambiente y Cambio
Climático, Región de Murcia).
Sin tener en cuenta la etapa de generación de electricidad, se concluye que la producción local de gas natural durante las fases de perforación, producción, tratamiento y transporte hasta consumo evitaría un 84% de emisiones si lo comparamos con el GNL de importación. La producción local de gas natural durante las fases de perforación, producción, tratamiento y transporte hasta consumo evitaría un 60% de emisiones si lo comparamos con el GN procedente de Argelia.
En 2019, la producción interior de gas natural en España fue de 1.501,607 GWh (Cores, 2018). Aplicando los ratios considerados en este informe, se han estimado unas emisiones evitadas de 76.630 tCO2e, equivalentes a las emisiones que se obtendrían con 509.700 paneles solares, 31 aerogeneradores o 153.300 árboles adultos.
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2. Introducción
2.1. Objetivos
El objetivo del proyecto es la evaluación de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) – huella
de carbono (HC) - que se generan durante el ciclo de vida del gas natural (GN) producido localmente.
Se realiza además una comparativa de estas emisiones de GEI con las producidas a partir de escenarios
de importación, con el fin de cuantificar el beneficio climático que supone el caso local frente al
importado.
Para todo esto se utiliza la metodología del Análisis del Ciclo de Vida (ACV) aplicada a cada uno de los
escenarios de estudio (Ilustración 2-1).
ILUSTRACIÓN 2-1. ESCENARIOS
Fuente: Elaboración propia
Escenario A
(escenario base)
GN producido localmente en España
Escenario B Gas natural Licuado (GNL) importado del continente americano por transporte marítimo (buque
metanero)
Escenario C GN importado de Argelia a través de gasoducto
2.2. Alcance del estudio
Este proyecto consta de dos etapas diferenciadas:
• Etapa 1. Cálculo de la HC completa de cada uno de los escenarios anteriormente mencionados
de acuerdo con las normas ISO14067- huella de carbono (AENOR, 2018)-, ISO 14040 e ISO 14044-
Análisis de Ciclo de Vida (AENOR, 2006)-, así como la evaluación y análisis de los resultados
individuales y comparativos entre escenarios.
• Etapa 2. Validación del marco metodológico, documental y de los resultados de los escenarios
(de manera individual, no comparativa) conforme a los estándares citados- por una tercera parte
independiente, Marcel Gómez Ferrer Consultoría Ambiental.
• Etapa 3. Certificación Bureau Veritas para el escenario de producción local (Escenario A)
conforme al estándar ISO14067.
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2.3. Alcance temporal y validez
La presente huella de carbono hace referencia al desempeño ambiental del producto en 2019. Es
considerada válida hasta que exista algún cambio significativo en los datos utilizados para su cálculo,
como, por ejemplo, cambios sustanciales en los factores de emisión utilizados.
2.4. Ámbito de aplicación y limitaciones
Tal y como se ha mencionado anteriormente, tanto el estudio de la HC completa como la posterior
validación se realizan conforme a unos estándares de referencia, la ISO 14067 (AENOR, 2018) relativa a la
HC de producto y a las ISO 14040 y 14044 (AENOR, 2006) relacionadas con la metodología del ACV.
Ambos estándares guardan relación dado que la ISO 14067, establece el cálculo de la HC de acuerdo con
los principios metodológicos del ACV (apartado 5.2). La metodología de ACV es ampliamente reconocida
y valorada por ser capaz de aportar información cuantitativa valiosa sobre las etapas del ciclo de vida que
mayor impactan sobre el medioambiente, además de ayudar a la toma de decisiones de carácter
ambiental y a la identificación de las oportunidades de mejora en la etapa adecuada de la cadena de valor,
con la máxima eficacia.
Este proyecto cuenta con una serie de limitaciones que influyen en los resultados y que han de tenerse
en cuenta de cara a posibles usos posteriores de estos resultados y a posibles intentos de comparación
con otros proyectos similares.
La principal limitación es la relativa a la falta de datos concretos para los escenarios B y C y para algunos
procesos del escenario A. Como se ha comentado, se ha estimado que las etapas que intervienen tanto
en el escenario local como en los de importación, se desarrollan con la misma tecnología, matriz
energética o mix energético(1, en página siguiente), procesos, cantidad de recursos energéticos y materiales, lo
que supone una cierta limitación con respecto a lo que sucedería si tuviésemos en cuenta datos de
importación concretos.
Por otra parte, otras de las limitaciones del proyecto es que se mide el indicador de huella de carbono o
cambio climático, que es sólo uno de los impactos que ejercen efecto sobre el medioambiente. No se
evalúa, ni la acidificación de los océanos, ni la eutrofización, ni la destrucción de la capa de ozono u otros
dentro del alcance de la norma. Asimismo, no se evalúa la afección sobre la salud humana, por lo que se
debe tener cuidado a la hora de realizar aseveraciones sobre si un proceso es mejor que otro. Se deberá
hacer hincapié en especificar el ámbito o impacto en el que se supone mejor o peor.
2.5. Incertidumbre
La incertidumbre asumida en este proyecto puede venir por varias fuentes, ya sea por los datos
suministrados a partir de los trabajos de investigación realizados para un pozo de desarrollo, o bien, por
los factores de emisiones utilizados, proporcionados por el IPPC 2014.
2.6. Aplicación prevista, público previsto y comunicaciones previstas
La aplicación prevista para el presente estudio de huella de carbono es dar a conocer, a través de un caso
piloto, en qué grado se puede aplicar el concepto de aprovisionamiento sostenible (o de proximidad) a
una industria estratégica como es la de producción de gas.
El público previsto es la ACIEP, quien realizará la difusión interna y/o externa adecuada (p.ej.: cualquier
persona/entidad interesada ajena a la organización).
Las comunicaciones que ACIEP decida llevar a cabo entrarían, en cualquier caso, en alguna de las dos
categorías, conocidas como: Business to Business y Business to Consumers.
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3. Tendencias globales sobre cambio climático y el papel que desempeña el Gas Natural (GN)
3.1. Contexto global
En diciembre del 2015 tuvo lugar la vigésimo primera sesión de la Conferencia de las Partes (COP21) de la
Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), en la que se alcanzó un
acuerdo histórico para combatir el cambio climático y acelerar e intensificar las acciones e inversiones
necesarias para un futuro sostenible con bajas emisiones de carbono, el denominado Acuerdo de Paris.
El Acuerdo de París, compromete a todos los países pertenecientes a la CMNUCC a emprender acciones
ambiciosas para mitigar el cambio climático y adaptarse a sus efectos. Este acuerdo es, por tanto, el mayor
logro internacional en materia de lucha frente al cambio climático. El principal objetivo del Acuerdo de
Paris es limitar el aumento de la temperatura media global de la Tierra a 2ºC con respecto a la era pre-
industrial, con esfuerzos por no superar los 1,5ºC. Este acuerdo ha supuesto un avance en el panorama
de descarbonización mundial, dado que implica una reducción de emisiones que sólo es posible con una
transformación energética a largo plazo (CMNUCC, 2015).
A pesar de que los escenarios más ambiciosos implican grandes retos para los llamados combustibles
fósiles, se estima que en 2040 el GN tendrá un peso del 20% en el mix de energía1 primaria, siendo la
principal fuente de energía compatible con los compromisos alcanzados, dado que el GN representa una
disminución de emisiones en torno al 50% en comparación con el carbón y, de al menos 30%, con respecto
a los combustibles líquidos (Naturgy, 2018).
Los expertos afirman que “el sistema gasista es clave para culminar una transición energética hacia una
economía limpia y sostenible. Sus múltiples usos y ventajas en la reducción de emisiones, la calidad del
aire, y el freno al cambio climático son algunas de sus aportaciones. El gas es, además, la tecnología
probada, fiable, disponible, eficiente y al servicio del consumidor para responder a las necesidades
energéticas actuales y futuras (Sedigas, 2018)”.
3.2. Contexto Europeo y Contexto España
“España y la Unión Europea (UE) afrontan importantes desafíos tanto en la lucha contra el cambio
climático, como en la mejora de la calidad del aire. La descarbonización sistemática y profunda del sistema
energético global ya no es una consideración teórica, sino un horizonte político y una demanda social a
lograr en el siglo XXI” (Sedigas, 2018).
En la senda de cumplimiento del Acuerdo de Paris, Europa cuenta con una estrategia a largo plazo para
alcanzar la neutralidad en carbono antes de 2050. Este compromiso por ser el primer continente neutro
en carbono se manifestó en la última cumbre del clima, COP252, mediante la presentación del Pacto Verde
Europeo (EC, 2019a y EC, 2019b) que incluye a los sectores de electricidad, transporte, residencial e
industrial. A nivel nacional, destaca el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC), que
incluye entre otros el Anteproyecto de Ley de Transición Energética (APLCCyTE).
A pesar de que, para lograr este compromiso de descarbonización, las energías renovables son el motor
principal, el gas natural se ha convertido en un claro aliado para dar soporte en esta transición energética
hacia un modelo descarbonizado y neutro en carbono, debido fundamentalmente a las ventajas
energéticas y de reducción de emisiones con respecto a los combustibles más contaminantes – en 2018
se evitaron 25.271 kilotoneladas de CO2 a la atmósfera (Sedigas, 2018). La participación del gas natural en
el mix energético de transición es fundamental para alcanzar una economía baja en carbono, permitiendo
seguir introduciendo renovables en el sistema energético y desplazando a los combustibles fósiles más
contaminantes de forma rápida y eficiente. Además, el gas tiene a disposición de la sociedad la
infraestructura adecuada, soluciona el problema del almacenamiento de energías renovables y, asimismo,
es una fuente que busca el equilibrio entre el cuidado del medioambiente, la garantía de suministro, el
crecimiento de la economía y el bienestar de los consumidores.
1 La matriz energética o mix energético es la combinación de fuentes de energía primaria que se utiliza en una zona geográfica. 2 25ª Conferencia de las Partes, celebrada en Madrid entre los días 2 y 13 de diciembre de 2019.
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4. Situación del mercado de gas natural (resumen)
4.1. Contexto global y europeo
En este contexto de transición energética urgente, las energías renovables y el GN, siguen ganando
importancia en relación con el petróleo y el carbón. El último informe de BP Energy Outlook (2019) pone
de manifiesto que el mercado de GN a nivel mundial crece apoyado por una demanda de base amplia,
abundantes suministros de bajo coste y mayor disponibilidad, ayudado también por la demanda creciente
en el suministro de gas natural licuado (GNL).
El informe Market Report Gas (2018), citado en Sedigas (2018), elaborado por la Agencia Internacional de
la Energía (IEA), comenta el continuo crecimiento que tendrá la industria del gas en los próximos cinco
años. La previsión es que la demanda mundial de gas continúe incrementándose a una tasa anual
promedio del 1,6% en los próximos años (a 2023).
De este modo, el GN es el combustible fósil de más rápido crecimiento y superará al carbón en 2030 para
convertirse en la segunda fuente de energía utilizada después del petróleo (Sedigas, 2018). El crecimiento
de la demanda de gas es generalizado y aumenta en la mayor parte de los países y regiones (Ilustración
4-1). Este aumento está respaldado por una mayor utilización de este combustible tanto en la industria
como en el transporte.
ILUSTRACIÓN 4-1. DEMANDA GLOBAL DE GAS NATURAL EN 2018 (% SOBRE EL TOTAL SEGÚN REGIÓN).
Fuente: Sedigas, 2018
Según el último informe presentado por el Eurostat (2018), la estructura del consumo sectorial de GN en
la UE (Ilustración 4-2) no experimentó grandes cambios respecto al del año anterior. La principal novedad
fue el descenso del consumo en el sector industrial y el aumento en el segmento de la generación eléctrica
a nivel europeo. Cabe resaltar la destacada recuperación del consumo total, que se situó en niveles
semejantes a los de 2013 (Sedigas, 2018).
ILUSTRACIÓN 4-2. CONSUMO EUROPEO DE GAS NATURAL EN 2018 (% SOBRE EL TOTAL SEGÚN USO).
Fuente: Sedigas, 2018
América del Note
23%
América Central y del
Sur
7%
Europa
15%CEI
16%
África
4%
Oriente Medio
14%
Asia-Oceanía
21%
Residencial-Comercial
39%
Generación eléctrica
30%
Industrial
22%
Uso no energético; 4%
Transporte; 1%
Otros; 4%
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En cuanto a la producción de GN comercializada en 2018 a nivel global, se produjo un incremento del 4%.
Esto representa un fuerte repunte después del modesto crecimiento del 0,5% en 2016. La CEI registró el
mayor crecimiento, seguida de Asia-Oceanía, Medio Oriente y África. La producción comercializada de GN
en Europa creció 1,9%, impulsada por Noruega. En América del Norte, la producción de GN aumentó
ligeramente un 0,5% en 2017: en EE. UU. se produjo un repunte del 0,7%, compensando una fuerte caída
en México (-15%). A nivel internacional, el mayor crecimiento se dio en Rusia, seguido de Irán y Australia
(Sedigas, 2018).
Las reservas mundiales probadas de GN aumentaron un 0,9% interanual hasta los 198,642 billones de m3.
Los principales aumentos se registraron en América del Norte (1,2%) bajo el impulso del fuerte
crecimiento de las reservas en Estados Unidos (25%), seguidos de África (2%) debido principalmente al
crecimiento de las reservas en Nigeria. En cuanto a países, los principales avances fueron protagonizados
por Estados Unidos, seguidos a distancia por Nigeria, Mozambique y Arabia Saudita, mientras que los
principales descensos se observaron en Qatar, Noruega, Rusia, los Países Bajos e Irak. Las reservas siguen
estando muy concentradas, con Oriente Medio con el 40% de las reservas probadas en todo el mundo y
el 55% en Rusia, Irán y Catar (Tabla 4-1).
TABLA 4-1. DISTRIBUCIÓN DE RESERVAS, PRODUCCIÓN Y CONSUMO MUNDIAL DE GAS NATURAL EN 2018 (%)
Fuente: Sedigas, 2018
Región Reservas Producción Consumo
América del Norte 6,95 25,11 23,52
América Central y Sur 3,81 5,20 6,52
Europa 1,80 6,80 14,58
CEI 32,89 22,95 16,48
África 6,72 6,28 3,94
Oriente Medio 40,30 17,40 14,30
Asia-Oceanía 7,63 16,14 20,67
TOTAL, MUNDO 100 100 100
4.2. Contexto España
La demanda gasista nacional en 2018 ascendió a 349,3 TWh, valor similar al registrado en 2017, cuando
el consumo creció un 9% (Enagás, 2018). El motor de esta buena evolución continúa siendo la demanda
industrial, que se ha incrementado un 15% desde 2014, y concretamente en 2018 creció un 4,5%, incluso
por encima del PIB. La demanda industrial supone el 60% del total del GN (Ilustración 4-3). Las regiones
en las que más creció la demanda en 2018 fueron: Baleares (+29%), Madrid (+15%) y Cantabria (+13%).
ILUSTRACIÓN 4-3. DISTRIBUCIÓN DE LA DEMANDA DE GAS NATURAL POR SECTORES EN 2018 (%)
Fuente: Sedigas, 2018
Industrial
65%Centrales eléctricas
18%
Usos no energéticos
1%
Doméstico-comercial
16%
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En cuanto a los aprovisionamientos de GN, en 2018 se alcanzaron los 392.495 GWh, cifra similar a la del
año anterior (Enagás, 2018). Los suministros en forma de GN (57%), superaron a los de GNL (43%), por
sexto año consecutivo. Cabe resaltar el hecho de que, debido a un contexto geopolítico cambiante, el GN
en España tiene un alto grado de diversificación en las fuentes de suministro, tanto a través de los
gasoductos como vía metanera, lo que garantiza contar con gas para satisfacer las necesidades
energéticas del país (Sedigas, 2018).
Actualmente, 14 países suministran gas a España, contando con barcos de Rusia, República Dominicana y
Camerún como novedad en 2018, junto con Bélgica que no suministraba desde 2014. En total, se hicieron
192 descargas de buques metaneros, fundamentalmente de Nigeria, Qatar, Argelia y Trinidad y Tobago
(Enagás, 2018). Estos 4 orígenes dan el 75% de todo el volumen de gas que ha venido por barco (Ilustración
4-4).
ILUSTRACIÓN 4-4. PRINCIPALES EXPORTADORES DE GAS NATURAL A ESPAÑA EN 2018
Fuente: Sedigas, 2018 | *Otros: Angola, Países Bajos, Portugal y Egipto
En 2018, Argelia continuó siendo el principal aprovisionador del sistema, seguido de Nigeria y del gas
procedente de Europa a través de Francia. Los descensos más destacados se produjeron en los
cargamentos procedentes de Angola, Estados Unidos y Perú. Adicionalmente, en 2018 tuvo lugar la
primera descarga de GNL, de barco a barco, que se hizo en España y que está dentro del plan para
fomentar el gas como una solución para movilidad marítima. Por otra parte, en 2018 se han incrementado
también las exportaciones de gas que se hicieron hacia el exterior (Enagás, 2018).
Red básica nacional
El sistema gasista español comprende las plantas de regasificación, las conexiones internacionales, los
almacenamientos subterráneos, las instalaciones de la red de transporte (p.ej.: gasoductos y estaciones
de compresión, entre otros), las redes de distribución y otras instalaciones complementarias (Sedigas,
2018) (Ilustración 4-5).
A finales de 2018 la red nacional contaba con 11.369 km de gasoductos de transporte primario y un total
de 13.361 km incluyendo los secundarios. España es líder en Europa en número de infraestructuras
gasistas, capacidad de vaporización y almacenamiento de GNL y en número de plantas de regasificación
(Sedigas, 2018).
El sistema gasista español cuenta con un total de 25 tanques de almacenamiento, 8 atraques y capacidad
para recibir buques metaneros de hasta 270.000 m3. En 2018, las instalaciones mantuvieron sus
características y capacidades técnicas. Por otra parte, en 2018 la extracción de gas de los
almacenamientos ubicados en territorio nacional ascendió a 6.260 GWh, un 21% más que en 2017
(Sedigas, 2018).
En cuanto a las plantas de regasificación, en 2018, cada una recibió gas procedente de al menos tres
países, lo que contribuyó a reforzar la seguridad del sistema. La terminal que acumuló un mayor número
de descargas fue Barcelona, seguida de Huelva y Bilbao (Enagás, 2018).
Argelia
47%
Francia
11%
Catar
10%
Nigeria
13%
Trinidad y Tobago
2%Perú
10%
Noruega; 3%
EEUU; 2%
*Otros; 2%
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ILUSTRACIÓN 4-5. ESTADO DE LA INFRAESTRUCTURA GASISTA NACIONAL 31/12/2018
Fuente: Sedigas, 2018
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5. Cálculo de la huella de carbono (HC) de la producción de gas natural con base en la metodología Análisis de Ciclo de vida (ACV)
5.1. Huella de carbono (HC) de producto
La HC de un producto o actividad mide los Gases de Efecto Invernadero (GEI) emitidos (directa e
indirectamente) durante todo el ciclo de vida de dicho producto o actividad, desde la extracción de las
materias primas, pasando por el procesado, fabricación y distribución, hasta la etapa de uso y final de la
vida útil (reutilización, reciclado, envío a vertedero, otros). La HC se mide en unidades de CO2 equivalente
(CO2e), de manera que todos los GEI emitidos se calculan por su equivalencia en CO2, tomándolo como
referencia.
La ISO 14067 (2015), basa el cálculo de la HC en los principios metodológicos del ACV (apartado 5.2), lo
que permite discernir en qué fase se produce una mayor emisión de GEI. Este estudio aporta mucha
información para identificar correctamente las oportunidades de mejora y permite aplicar los esfuerzos
en el lugar adecuado, con la máxima eficacia.
5.2. Análisis de ciclo de vida (ACV). Descripción de metodología y etapas
El Análisis de Ciclo de Vida (ACV) es una metodología estandarizada de acuerdo con la normativa ISO
14040-44 (2006), que evalúa los aspectos medioambientales y los impactos potenciales asociados a un
proceso, producto o servicio durante todo su ciclo de vida, desde la adquisición de las materias primas
hasta el fin de vida, pasando por la producción, el transporte y la utilización (Ilustración 5-1). De los
impactos que pueden obtenerse, destaca por su utilidad en la comparabilidad y su reconocido impacto
en el medioambiente: el potencial de calentamiento global o huella de carbono. Asimismo, se pueden
obtener otros impactos ambientales y a la salud humana como, por ejemplo, la acidificación, la
eutrofización, la destrucción de la capa de ozono, la toxicidad humana, otros.
ILUSTRACIÓN 5-1. DIAGRAMA CONCEPTUAL, GENÉRICO, DE UN ACV Fuente: elaboración propia con la información de las iso14040 y 14044 *entradas: recursos (materiales o energéticos) que entran al sistema; salidas:
emisiones/residuos derivados del sistema; impactos ambientales: consecuencias de las emisiones, residuos, otros, producidos en el sistema.
Los estudios de ACV, en función de su complejidad o disponibilidad de los datos de entrada, pueden ser
de 4 tipos (Ilustración 5-2):
• de la cuna a la puerta (desde la extracción de materias primas hasta etapa de producción);
• de la puerta a la puerta (sólo considera la etapa de producción);
• de la cuna a la tumba (desde la extracción de materias primas hasta el fin de vida); y
• de la cuna a la cuna (desde la extracción de materias primas hasta que los residuos del proceso
vuelven a entrar al mismo en forma de materias primas).
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ILUSTRACIÓN 5-2. TIPOS DE ACV SEGÚN LAS POSIBLES ETAPAS A CONSIDERAR
FUENTE: elaboración propia a partir de las normas ISO 14040 e ISO 14044 (AENOR, 2006)
De acuerdo con las normas ISO 14040 e ISO 14044 (AENOR, 2006), el ACV debe constar de 4 etapas
diferenciadas (Ilustración 5-3):
ILUSTRACIÓN 5-3. ETAPAS DE LA METODOLOGÍA ACV. MARCO GENERAL PARA UN ANÁLISIS DE CICLO DE VIDA.
FUENTE: elaboración propia a partir de las ISO 14040 e ISO 14044 (AENOR, 2006)
• Definición de objetivos y alcance: definir y describir el producto, proceso o actividad. Establecer
el contexto en que se establecerá la evaluación y fijar los límites y los efectos ambientales objetos
de evaluación.
• Análisis de inventario: identificar y cuantificar la energía, agua y materiales de uso y emisiones al
medioambiente (por ejemplo, las emisiones atmosféricas, residuos sólidos, vertidos de aguas
residuales).
• Evaluación de Impacto: evaluar los posibles efectos humanos y ecológicos de la energía, el agua
y el uso de materiales y las liberaciones ambientales identificados en el análisis de inventario, es
decir, evaluación de los posibles impactos ambientales asociados a los datos de entrada
anteriormente identificados.
• Interpretación: evaluar los resultados en términos de impacto para seleccionar el producto,
proceso o servicio con menos daño al medioambiente. Asimismo, estudio de los resultados para
ayudar a tomar decisiones relevantes de carácter medioambiental.
El ACV es una metodología clave para la toma de decisiones de carácter ambiental, para la elección de las
alternativas menos contaminantes, para el desarrollo de estrategias, para el ecodiseño o para fines
comerciales.
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5.3. ACV del Gas Natural
Definición de objetivo y alcance
5.3.1.1. Objetivo
El objetivo del proyecto es la evaluación de las emisiones de GEI que se generan durante el ciclo de vida
del gas natural cuando su origen es de producción local.
Se realizará también una comparativa con las emisiones de GEI que se generan en el caso de importación,
para así cuantificar el beneficio climático que supone el caso local frente al importado. Los escenarios
analizados se muestran en la Ilustración 5-4.
El cálculo de las emisiones de GEI -huella de carbono- se basará en los principios metodológicos del ACV
(ISO 14040-44) y en el estándar ISO14067.
ILUSTRACIÓN 5-4. TIPOS DE ESCENARIOS
Fuente: elaboración propia
Escenario A
(escenario base)
GN producido localmente en
España
Escenario B
GNL importado del continente
americano por transporte
marítimo (buque metanero)
Escenario C GN importado de Argelia a
través de gasoducto
5.3.1.2. Unidad funcional y alcance
El alcance de este estudio de ACV completo se considera de la cuna a la tumba, entendiendo la producción
(Ilustración 5-2) como la generación de electricidad a partir de gas natural (GN).
Se han recopilado datos de un escenario real local (escenario base) para las etapas de perforación y
producción del gas natural.
La unidad funcional del estudio de ACV es 1 MWh de electricidad producida a partir de gas natural. De
este modo, los resultados globales que se obtengan a partir del inventario de ciclo de vida completo serán
transformados para expresarlos por esta unidad de referencia. Para ello, se tomarán asignaciones de
cargas con base en criterios físicos (densidad, masa, volumen) y estimaciones bibliográficas, en caso de
ser necesarias. No se han detectado subproductos ni procesos de reciclaje por lo que no ha sido necesario
realizar ninguna asignación de carga en estos casos.
Este estudio de ACV tiene carácter individual, es decir, no hace alusión a un grupo de fabricantes o a una
agrupación sectorial.
Con relación a la evaluación de los impactos ambientales, este estudio se centra exclusivamente en el
indicador de HC (CO2e). Otros indicadores que podrían obtenerse al aplicar esta metodología, como
afección a la salud humana, la acidificación de los océanos, la eutrofización u otros, no han sido objeto de
este estudio.
A modo genérico, la cadena de valor del GN cuenta con procesos diferenciados en función del tipo de
aprovisionamiento, ya sea importación o producción local, delimitándose así las etapas que tendrán lugar
en cada uno de los escenarios, tal y como se indica en la Ilustración 5-5.
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ILUSTRACIÓN 5-5. ESQUEMA BÁSICO GENERAL DE LA CADENA DE VALOR DEL SISTEMA GASISTA
FUENTE: Elaboración propia a partir de Sedigas, 2018. Adaptada al caso.
En concreto, las etapas a considerar para cada escenario del presente estudio de ACV, se muestran en la
Tabla 5-1 y en la Ilustración 5-6.
TABLA 5-1. ETAPAS DEL CICLO DE VIDA DEL GAS POR ESCENARIO
FUENTE: elaboración propia
ETAPAS Escenario A Escenario B Escenario C
1.Perforación ● ● ●
2.Producción ● ● ●
3.Tratamiento ● ● ●
4.Transporte por gasoducto ●
5.Licuefacción ●
6.Transporte en barco ●
7.Regasificación ●
8.Transporte y distribución por gasoducto ● ● ●
9.Generación de electricidad ● ● ●
En cuanto a los límites del sistema, aguas arriba3 se excluye la etapa relativa a los proveedores de
materiales, equipos y maquinaria. Aguas abajo4 se excluye el uso de la electricidad producida por el
consumidor, es decir, el análisis finaliza en la generación de electricidad a partir del gas.
Para establecer las exclusiones de este estudio se toman como referencia las de PACE Global (2015) y
Marcogaz (2016)- en los que se indica que sí se incluyen las emisiones relacionadas con la operación de
las instalaciones y los equipos que comprenden la cadena de valor desde la fuente hasta la generación de
energía, pero no se incluyen las emisiones de la construcción o desmantelamiento de la infraestructura ni
las emisiones de la fabricación de los equipos utilizados para perforar y completar los pozos de gas o las
emisiones de la construcción de las tuberías y la planta de energía. La decisión puede justificarse por la
contribución relativamente baja a los resultados acumulativos del ACV para las categorías de impacto a
analizar -Frischnecht R et al (2007)-. Por otra parte, las emisiones de la operación directamente atribuibles
al combustible quemado en la etapa final (generación de electricidad) sí están incluidas, así como las
emisiones de las estaciones de compresión de tuberías y camiones cisterna de GNL.
3 Aguas Arriba se entiende como la parte del sistema que tiene lugar antes de la producción del producto. 4 Aguas Abajo se entiende como la parte del sistema que tiene lugar después de la producción del producto.
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ILUSTRACIÓN 5-6. FASES DE ACV CONSIDERADAS EN CADA ESCENARIO
FUENTE: Elaboración propia a partir de PACE Global, 2015
Escenario A (GN producido localmente en España)
Escenario B (GNL importado del continente americano)
Escenario C (GN importado de Argelia)
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A continuación, en la Tabla 5-2, se detallan cada una de las etapas del ciclo de vida del GN, distinguiéndose las que intervienen en cada escenario (E.A, E.B, E.C), e
indicándose en qué consisten los procesos que tienen lugar en cada etapa, así como los equipos, las materias primas utilizadas y las fuentes de emisiones generadas.
TABLA 5-2. ETAPAS DEL ACV
Fuente: Elaboración propia a partir de PACE Global, 2015
ETAPAS E. A E. B E. C Descripción
1.Perforación ● ● ● La etapa de perforación incluye las actividades de perforación del pozo y la instalación de las tuberías.
Se considera que en esta etapa no hay perdida de GN, ya que las emisiones ventiladas y quemadas se generan en la etapa posterior de producción.
2.Producción ● ● ● La etapa de producción hace referencia a la extracción del GN del pozo y su envío a la instalación de tratamiento. Las emisiones de GEI en esta etapa incluyen
las ventiladas y quemadas en las siguientes actividades: completaciones de pozos, reparaciones de pozo, descarga de líquidos, ventilación de fuentes puntuales
y emisiones fugitivas de dispositivos neumáticos.
Las actividades de completaciónde pozo incluyen la limpieza del pozo y de finos, referidas a la recolección de arena, cuttings y otros fluidos del yacimiento
para su eliminación; Las actividades de reparación del pozo se realizan para restaurar o aumentar la producción de este. El gas emitido en maniobras del pozo
se captura parcialmente y se quema, y el resto se ventila a la atmósfera; La descarga de líquidos se refiere al proceso de el iminar agua y otros condensados
del pozo para mejorar el flujo de gas natural en el pozo. Consiste en procesos de venteo donde el gas natural se expulsa a la atmósfera y/o se quema; Las
emisiones de fuentes puntuales incluyen emisiones ventiladas de la boca del pozo y de los equipos de recolección; Las emisiones fugitivas de los dispositivos
neumáticos necesarios para la extracción de gas natural se generan a partir de la apertura y el cierre de válvulas y sistemas de control. Estas emisiones se
ventilan directamente a la atmósfera y no se dirigen a la quema.
3.Tratamiento ● ● ● La etapa de tratamiento de GN comienza cuando ingresa en planta de tratamiento y termina cuando el gas procesado está suficientemente comprimido para
incorporarse a la tubería de transporte o gasoducto. En el tratamiento del gas, los productos líquidos de alto valor se recuperan de la corriente de gas y se
tratan para cumplir con las especificaciones de la tubería.
El primer paso de esta etapa es la eliminación de impurezas hasta un nivel adecuado para su utilización. Posteriormente tiene lugar una fase de deshidratación,
en la que, a través de un absorbedor y una corriente de glicol líquido, se elimina el agua de la corriente de gas. Por último, el gas se comprime en unos
compresores alternativos.
En toda esta etapa de tratamiento se producirán emisiones fugitivas de dispositivos neumáticos, emisiones de fuentes puntuales que se queman, emisiones
de combustión por el uso de una caldera de glicol en la etapa de deshidratación, y emisiones del uso de compresores alternativos de gas al final del tratamiento.
Otras emisiones de fuentes puntuales incluyen: emisiones ventiladas de tanques de condensados; emisiones de purga y ventilación y emisiones de válvulas
de liberación de presión.
De manera opcional, como último paso, puede darse la recuperación de algunos líquidos de la corriente de gas, utilizando un sistema de enfriamiento con
propano o un sistema de compresión.
4.Transporte por
gasoducto
● La primera etapa de transporte comienza cuando el GN sale de la planta de tratamiento y entra en el gasoducto, y termina cuando el gas llega a la instalación
de licuefacción. Las emisiones de GEI en transporte por gasoducto se producen por emisiones fugitivas de tuberías y el uso de compresores en las estaciones
de compresión. Este transporte será análogo al que tiene lugar tras la etapa de regasificación hasta la planta de generación de energía, con excepción de la
distancia recorrida por el gas en cada caso.
Este ACV incluye las emisiones de GEI de la operación de la tubería y supone que la tubería ya está en operación comercial, excluyendo así cualquier emisión
relacionada con la construcción de esta.
5.Licuefacción ● Una vez que el gas ingresa en la planta de licuefacción, se trata, se enfría, se condensa a GNL y se almacena en tanques para el posterior transporte marítimo.
En esta etapa tiene lugar un tratamiento de los gases ácidos con metildietanolamina activada para la eliminación de CO2 y una deshidratación mediante tamices
moleculares. Además de los equipos para la deshidratación, en esta etapa intervienen compresores, una fuente de alimentación eléctrica y existe la opción de
incluir una unidad de recuperación de líquidos con tubo expansor, accionada con motor.
La etapa de licuefacción es, por detrás de la de generación de electricidad, la que genera mayor cantidad de emisiones de GEI del todo el ciclo de vida,
representando entre el 7-10% del total de emisiones de GEI. Por otra parte, esta etapa es en la que se produce mayor pérdida de carga, entre el 40-70% de
la pérdida total de GN durante el ACV. Las emisiones fugitivas de la planta de licuefacción y de la unidad de recuperación de GNL (opcional) son en general
bastante bajas.
6.Transporte en
barco
● Esta etapa de transporte por barco se inicia cuando el GNL sale de los tanques de almacenamiento de la instalación de licuefacción y se cargan las cisternas
de GNL. Este tramo termina después de que el barco concluya su viaje en lastre y regrese a la ubicación de carga original. Las emisiones calculadas del envío
de GNL en este análisis incluyen la carga del barco, el viaje cargado, la descarga del barco y el viaje en lastre.
La emisiones provienen de: la ventilación de gas de ebullición durante el viaje, las emisiones de combustión a través de la generación de energía, la ventilación
de los compresores utilizados para recuperar el gas no consumido, las emisiones fugitivas de los compresores, las emisiones de la combustión del combustible
utilizado para propulsión de buques, las emisiones para otros buques- remolcadores, utilizados para colocar el barco de GNL cerca o en el puerto- y las
emisiones de combustión de la planta de energía utilizada para alimentar los otros sistemas del barco (Pace Global, 2015).
Los factores principales que determinan el nivel de emisiones globales de GEI generadas por el envío de GNL son el diseño del barco y la distancia total
recorrida.
7.Regasificación ● La etapa de regasificación comienza cuando el GNL se descarga del tanque del buque y entra en la terminal de recepción de GNL, y termina cuando el
combustible regasificado entra en el gasoducto.
La etapa de regasificación es necesaria para devolver el GNL a un estado gaseoso presurizado, adecuado para el transporte por tubería.
Este ACV supone que los únicos procesos que realizará la planta de regasificación son el bombeo y la vaporización del GNL, tal y como se indica a continuación.
El GNL se bombea inicialmente desde el tanque de GNL hacia los tanques de almacenamiento de la terminal receptora, donde se a lmacena a una presión
ligeramente superior a la atmosférica. Para convertir el GNL almacenado, en gas a alta presión, el GNL se bombea a alta presión mediante bombas,
posteriormente se vaporiza a alta presión y finalmente se entrega al gasoducto de envío. El gas de ebullición generado se comprime a la misma presión de
salida que el GNL, y se mezcla con ese GNL de presión intermedia, por lo que se vuelve a licuar (Pace Global, 2015).
Los factores principales para determinar las emisiones de GEI de la etapa de regasificación son la elección del diseño de vaporización y la fuente de energía
para la demanda de electricidad de la terminal receptora de GNL. En términos generales de todo el ciclo de vida del gas, la regasificación genera una cantidad
de emisiones de GEI baja, 0,2-0,4% de las emisiones totales. Se estima que el gas de ebullición generado por la operación de descarga del barco se recuperará
o se consumirá como combustible.
8.Transporte y
distribución
por gasoducto
● ● ● La segunda etapa de transporte comienza una vez que el GNL exportado se regasifica en la terminal receptora de GNL e ingresa en el gasoducto, y termina
cuando el gas llega a la planta de generación de energía. Esta etapa es análoga a la etapa 4, con la salvedad de la distancia del gas recorrida en este gasoducto
es menor que el que llega a la planta de licuefacción.
9.Generación de
electricidad
● ● ● Esta etapa comienza cuando el GN ingresa en planta de energía a través del transporte por gasoducto desde la instalación de regasificación, y termina con la
producción de electricidad. Las plantas más utilizadas (y la que se considera en este estudio) por su mayor eficiencia son las de ciclo combinado, que
comprenden una turbina de gas y una caldera de calor residual junto con una turbina de vapor. Además de las turbinas, también pueden usar GN para alimentar
calderas auxiliares, cuya función es ayudar en el arranque de turbinas de gas o vapor.
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Análisis de inventario
5.3.2.1 Generalidades
Los principales datos a recopilar para el cálculo de la HC del ciclo de vida del GN son los siguientes:
• Consumo de materias primas/materiales en cada etapa.
• Consumo de gasóleo, gasolina y fuelóleo en cada etapa.
Una vez compilados estos datos a partir de datos concretos del sistema de estudio, denominados datos
primarios de fábrica, las emisiones de cada etapa se calculan sobre la base de factores de emisión.
Cuando no se dispone de datos primarios de fábrica (datos proporcionados por el sector) se han utilizado
datos primarios de bibliografía (Pace Global 2015, NETL 2016 y Marcogaz 2006) y datos secundarios (a
partir de bases de datos EF, ELCD y Ecoinvent que contienen información sobre procesos unitarios - ver
sección 5.3.3.3).
5.3.2.2 Información y calidad de los datos
El estudio se realiza para una producción media de gas natural, estimada a partir de los datos
proporcionados por el sector, para un pozo de desarrollo.
Los datos de inventario para las etapas de perforación y producción del escenario A han sido facilitados
por el sector. Para el cálculo de la huella de carbono de las etapas de transporte y generación de energía,
cuyos consumos energéticos y de materiales no están disponibles para cada equipo/subproceso, se han
considerado los procesos unitarios específicos de transporte por gasoducto y generación de electricidad
incluidos en el software OpenLCA, a partir de las bases de datos Ecoinvent, ELCD y EF, introduciendo como
dato de entrada la producción de gas natural, la cual se considera constante en cada etapa (no hay pérdida
de carga entre etapas).
Debido a la falta de datos concretos también para los escenarios de importación (B y C), los datos de
inventario de estos escenarios se consideran análogos a los del escenario A en todas las etapas que
comparten (con datos facilitados por el sector cuando están disponibles y con datos tomados de bases de
datos de referencia – Ecoinvent, ELCD, EF- cuando no ha sido posible obtener datos de los consumos
(materiales y energéticos) de los procesos que intervienen). Para las etapas exclusivas del escenario B
también se utilizan datos de procesos unitarios de Ecoinvent, ELCD y EF que aparecen en el software,
tomando siempre como hipótesis que la cantidad de gas que entra a la planta de licuefacción es la
producción media de un pozo de gas natural y que se mantiene constante en todas las demás.
En cuanto a la etapa de transporte por gasoducto:
• En el escenario A, producción local, la distancia se considera de 100 km- distancia aproximada
hasta la planta de ciclo combinado.
• En el escenario C, importación desde Argelia, la distancia se considera de 1.320 km - distancia
aproximada desde la planta de regasificación hasta la planta de ciclo combinado.
• En el escenario B intervienen dos etapas de transporte por gasoducto, la que lleva el gas a la
planta de licuefacción y la que transporta el gas hacia la planta de generación de energía. Para el
primer transporte se estima una distancia de 320 km – siguiendo el estudio de Pace Global
(2015)- y para el segundo 100 km- menor que la propuesta por Pace Global (2015) considerando
la cercanía entre las plantas de regasificación y las de generación que se puede considerar, de
forma general, que existe en España.
Por otra parte, se ha estimado que la distancia recorrida por el buque metanero es de 6.700 km – distancia
aproximada entre el continente americano y España.
En cuanto a la etapa de generación de electricidad, se considera que la planta de generación es una planta
de ciclo combinado. El dato se estima a partir de Pace Global (2015), en el que se indica que para producir
1 MWh de electricidad en una planta de ciclo combinado se requiere unos 136,9 kg de GN. Se asume que
no hay pérdida de carga entre cada etapa, es decir, el gas extraído es el mismo que llega a la planta de
ciclo combinado.
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5.3.2.3 Hipótesis específicas para el escenario A- producción local
Como se ha comentado anteriormente, los datos de inventario para el escenario A se han estimado a
partir de los datos proporcionados por el sector.
Perforación:
El principal equipo de maquinaria que interviene en esta etapa es una plataforma de perforación con tres motores diésel con una potencia de 1.600HP funcionando 164 días 24h/día. La situación más común es en la que funciona un sólo motor durante toda la perforación, tal y como se indican en los informes tomados como referencia para este estudio como es el Pace Global, 2015. Sin embargo, en algunas ocasiones puede darse la situación en la que funcionen varios o todos los equipos de forma simultánea, a causa de fallos, averías, falta suministro, etc, representando ésta la situación más desfavorable en términos de consumo energético y, por tanto, de emisiones de gases de efecto invernadero. En este estudio se ha cuantificado que, incluso si una situación de anormalidad de este tipo aconteciese, las emisiones totales de todo el ciclo de vida sólo se incrementarían en un porcentaje despreciable (0,7%) y sólo durante el tiempo de duración de la misma (muy puntual).
Ensayos de corta duración:
Tras la perforación del pozo se realiza un ensayo de corta duración que, en caso de ser positivo, permitirá
que siga el pozo en operación. Los ensayos de corta duración tendrán una duración estimada de una
semana con al menos tres aperturas de 6hr de duración a diferentes caudales, un flujo extendido de 24hr
y un registro final (B-up).El gas producido durante el test, compuesto mayoritariamente por metano, se
quemará en la antorcha instalada a tal efecto, generándose fundamentalmente CO2 como resultado de
esa combustión.
Para esta fase las emisiones fugitivas se han calculado a partir de los factores de emisión publicados por
la API (API, 2009).
Producción:
Se ha considerado una producción media de un pozo en desarrollo a partir de datos proporcionados por
el sector. Para el cálculo de emisiones se ha considerado que la regeneración del trietilenglicol (TEG) no
produce emisiones a tener en cuenta (vapor de agua) y una cantidad no significativa de CO2 con calentador
de gas, siendo totalmente nulo en el caso de calentador eléctrico. En cuanto a posibles fugas de TEG,
teniendo en cuenta que sólo se producirían en caso de accidente y no bajo las condiciones normales de
operación, no se han considerado para el cálculo de emisiones. El factor de emisión empleado
corresponde al recogido en “New York State Department of Environmental Conservation, 2011”.
Metodología de cálculo de impactos, software, bases de datos y proceso de simulación.
5.3.3.1 Metodología de cálculo de impactos ambientales
Tal y como se describe en la ILUSTRACIÓN 5-7, para poder transformar las emisiones (CO2, CH4, N2O, otras) de
cada fase del ciclo de vida en categorías de impactos medioambientales (en este caso, potencial de
calentamiento global-CO2e), es necesario contar con una metodología de cálculo basada en lo que se
conoce como factores de emisión/caracterización.
En este estudio utilizaremos la metodología del Protocolo de Gases de Efecto Invernadero (GHG, por sus
siglas en inglés), de reconocido prestigio y al que se hace referencia en los estándares. Los factores de
caracterización para el potencial de calentamiento global son los establecidos en el informe AR5 del IPCC
2014 para un horizonte temporal de 100 años (GWP100).
Los resultados de esta metodología se expresan en términos de:
• Carbono fósil (procedente de combustibles fósiles)
• Carbono biogénico5 (carbono procedente de fuentes biogénicas como plantas y árboles)
5 El carbono biogénico son las emisiones relacionadas con el ciclo natural del carbono, así como las resultantes de la combustión, cosecha, digestión, fermentación, descomposición o procesamiento de materiales de base biológica.
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• Carbono producido por la transformación de la tierra (impactos directos debido al cambio en el
uso y/o composición del suelo)
De acuerdo con la ISO14067, se deberán proporcionar los resultados tanto en materia de carbono fósil
como del biogénico. La información relativa al carbono producido por la transformación de la tierra es
opcional (dependiendo del tipo de producto/proceso a analizar). En este caso, no se dan por no ser
significativos.
ILUSTRACIÓN 5-7. METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE IMPACTOS- EJEMPLO PARA CALENTAMIENTO GLOBAL.
FUENTE: Elaboración propia a partir de MA Antón Vallejo
Categoría de impacto: Potencial de Calentamiento Global - Detalles
Este estudio está exclusivamente centrado en la categoría de impacto de cambio climático, cuya definición
y procedimiento de cálculo se detalla a continuación.
En primer lugar, es necesario indicar qué se entiende por calentamiento global y su relación con el cambio
climático. El cambio climático alude a una variación del clima de la Tierra generado por la acción del ser
humano. Este cambio climático es producido por el proceso conocido como efecto invernadero, que
provoca el llamado calentamiento global. Por tanto, el calentamiento global es una consecuencia del
cambio climático.
El indicador de cambio climático se calcula de acuerdo con la siguiente ecuación y de manera relativa, es
decir, respecto al efecto producido por 1kg de CO2.
𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑎𝑑𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑚𝑏𝑖𝑜 𝑐𝑙𝑖𝑚á𝑡𝑖𝑐𝑜 = ∑ 𝐺𝑊𝑃ᵢ × 𝑚ᵢ
𝑖
Donde mi, es la masa de la sustancia i expresada en kg y GWPi es el potencial de calentamiento global, un
factor desarrollado para comparar las emisiones de diferentes gases invernadero. Se define como la
relación entre la contribución a la absorción de calor resultante de la emisión de 1kg de un gas con efecto
invernadero y la emisión equivalente de CO2 a lo largo de un tiempo T (20,100 o 500 años). En nuestro
caso elegimos un horizonte temporal de 100 años.
𝐺𝑊𝑃𝑇,𝑖 = ∫ 𝑎ᵢ𝑐ᵢ(𝑡)𝑑𝑡
𝑇
0
∫ 𝑎𝐶𝑂2𝑐𝐶𝑂2(𝑡)𝑑𝑡𝑇
0
Donde ai es el calentamiento producido por el aumento de la concentración de un gas i, 𝑊 ∙ 𝑚 /𝑘𝑔 y ci (t)
es la concentración del gas en el tiempo t, kg/m3. Los valores correspondientes al CO2 se incluyen en el
denominador.
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Los potenciales de calentamiento global (GWP100) utilizados en este informe se muestran en la Tabla 5-3.
TABLA 5-3. FACTORES DE CARACTERIZACIÓN PARA LA CATEGORÍA DE
IMPACTO: POTENCIAL DE CALENTAMIENTO GLOBAL (GWP,100)
Fuente: IPCC, 2014
GEI Valores Unidad
CO2 1 Kg CO2-e/ kg CO2
CH4 30 Kg CO2-e/kg CH4
N2O 265 Kg CO2-e/kg N2O
5.3.3.2 Software
OpenLCA es un software de código abierto para el ACV (GreenDellta GmbH, 2020). Ha sido desarrollado
por GreenDelta desde 2006 (GreenDelta, 2018). Es una herramienta reconocida por su interfaz intuitiva y
por su facilidad a hora de importar diversas bases de datos de procesos y de métodos de evaluación de
impactos. Además, la naturaleza de código abierto del software lo hace muy adecuado para su uso con
datos confidenciales.
Actualmente, OpenLCA contiene más de 30.000 datos, de diferentes fuentes (openLCA Nexus, 2020).
5.3.3.3 Bases de datos de flujos y procesos
Las bases de datos de procesos y flujos que hemos utilizado en este estudio y que se han importado al
software OpenLCA son principalmente: European Platform on Life Cycle Assessment (ELCD), EF
(Environmental Footprint) y Ecoinvent.
• ELCD
La base de datos ELCD es un referente en estudios de ACV por su representatividad y contiene
datos de inventario provenientes de asociaciones empresariales a nivel europeo y otras fuentes
para materiales, energía, transporte, residuo, etc. Se utilizó la versión 3.2 de octubre de 2015
(openLCA Nexus, 2020).
• EF
Las huellas medioambientales del producto (PEF) provienen de la iniciativa del Mercado Único de
Productos Verdes de la Comisión Europea. El objetivo de PEF era desarrollar una metodología
común sobre la evaluación cuantitativa de los impactos ambientales de los productos, con el fin de
apoyar su evaluación y etiquetado. La base de datos de Huella ambiental (EF) también admite el
uso de las reglas de categoría de producto y las reglas de la huella ambiental a nivel organización.
Contiene datos de inventario de ciclo de vida secundarios destinados a cumplir con el método de
PEF y un método de evaluación de impacto de PEF relacionado (openLCA Nexus, 2020).
• ECOINVENT
Ecoinvent es la base de datos de ACV más reconocida a nivel internacional, siendo utilizada por
más de 4500 usuarios en más de 40 países. La base de datos Ecoinvent 3.6, contiene más de 2.000
datos nuevos y actualizados. Esta base de datos contiene el inventario del ciclo de vida sobre
suministro de energía, extracción de recursos, suministro de materiales, productos químicos,
metales, agricultura, servicios de gestión de residuos y servicios de transporte. Es una base muy
transparente y consistente. Cada conjunto de datos se proporciona como proceso unitario y
proceso de sistema agregado.
5.3.3.4 Bases de datos de métodos de evaluación de impactos
Los métodos de evaluación de impactos que se han utilizado en este estudio y que se han importado al
software OpenLCA han sido: OpenLCIAmethod. Este paquete integral de métodos puede utilizarse con
diferentes bases de datos de flujo/procesos disponibles en el sistema Nexus (OpenLCA Nexus, 2020).
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El paquete incluye la normalización y la ponderación en la medida en que el método lo prevé e incluye las
metodologías LCIA: AWARE (basado en flujo); CML; Demanda acumulativa de energía; GHG protocol,
indicador ecológico 99; Escasez ecológica 2006; Método de huella ambiental; ILCD; RECEPCIÓN; TRACI;
USETox.
5.3.3.5 Proceso de simulación
El proceso de simulación del ciclo de vida del GN con el software OpenLCA (Ilustración 5-8) consiste en
crear cada una de las etapas del ciclo de vida a través de la conexión de diferentes procesos que vienen
incluidos en las bases de datos a los que hay que introducir los flujos de materiales, energía, residuos,
emisiones que intervienen en cada uno. Una vez se crea esta red de procesos para cada etapa- lo que se
conoce como sistema de producto-, se corre la simulación, y las emisiones incluidas en cada flujo de
proceso se asocian a impactos ambientales a través de la metodología de evaluación de impacto
seleccionada, en nuestro caso la metodología GHG protocol. En este caso, tomaremos los resultados de
carbono proveniente de fuentes fósiles (CO2e, fósil) y proveniente de fuentes biológicas (CO2e, biogénico).
ILUSTRACIÓN 5-8. ELEMENTOS DE LA ESTRUCTURA Y FLUJOS DE INFORMACIÓN NECESARIA EN OPENLCA.
FUENTE: Elaboración propia a partir de Manual OpenLCA, 2019
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Resultados. Interpretación y evaluación del impacto.
A continuación, se detallan los resultados de huella de carbono para cada uno de los escenarios de
estudio, detallando la contribución por etapas (definidas en la Tabla 5-2. Etapas del ACV)
Los resultados se expresan por unidad funcional: kg CO2e/MWh.
De acuerdo con la norma ISO14067, se muestran por separado el CO2e fósil y el CO2e biogénico.
Los gráficos de contribución (%) de cada etapa a la huella de carbono total, se dan sólo para el CO2e fósil,
por ser el indicador de mayor interés para el ámbito de estudio.
5.3.4.1 Escenario A- Producción local
TABLA 5-4: RESULTADOS HUELLA DE CARBONO (KG CO2E/MWH). ESCENARIO A
Huella de carbono (kg CO2e/MWh)
Etapas Kg(CO2e, fósil)/MWh Kg(CO2e, biogénico)/MWh
Etapa 1. perforación 1,72 2,91E-03
Etapa 2. producción 0,91 0,00E+00
Etapa 3. tratamiento 11,76 2,77E+00
Etapa 8. transporte gasoducto-100km 2,05 1,14E-03
Etapa 9. generación de electricidad 380,00 9,13E-04
Total 396, 44 2,77
ILUSTRACIÓN 5-9. HUELLA DE CARBONO -CO2E, FÓSIL- (% RESPECTO AL TOTAL). ESCENARIO A. DESGLOSE ETAPAS CICLO DE VIDA.
La huella de carbono del ciclo de vida completo del gas natural en el escenario local es de
396 kgCO2efósil/MWh.
Respecto a la contribución por etapas, la etapa del ciclo de vida del gas natural con mayor influencia sobre
el cambio climático es la generación de energía, representando casi la totalidad de la huella de carbono
del escenario (95,85% del total). Esto es debido a que es el proceso más intensivo en consumo energético,
por parte de las turbinas de gas y la caldera. En cuanto a las etapas restantes, es el tratamiento la etapa
que ejerce una influencia ligeramente significativa sobre el calentamiento global, siendo del 3% del total.
Las etapas de perforación y producción presentan una huella de carbono menor del 1%, por lo que su
contribución al cambio climático puede considerarse prácticamente nula.
Etapa 1; 0,4%
Etapa 2; 0,2% Etapa 3; 3,0%
Etapa 8; 0,5%
Etapa 9
95,9%
Huella de carbono del ciclo de vida del gas natural | Análisis comparativo importación vs producción local
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5.3.4.2 Escenario B- GNL importado desde el continente americano
TABLA 5-5: RESULTADOS HUELLA DE CARBONO (KG CO2E/MWH). ESCENARIO B
Huella de carbono (kg CO2e/MWh)
Etapas Kg(CO2e, fósil)/MWh Kg(CO2e, biogénico)/MWh
Etapa 1. perforación 1,72 2,91E-03
Etapa 2. producción 0,91 0,00E+00
Etapa 3. tratamiento 11,76 2,77E+00
Etapa 4. transporte gasoducto- 320km 6,57 3,65E-03
Etapa 5. licuefacción 51,04 1,37E-02
Etapa 6. transporte por barco 18,25 7,71E-02
Etapa 7. regasificación 10,74 4,04E-01
Etapa 8. transporte gasoducto- 100km 2,05 1,14E-03
Etapa 9. generación de electricidad 380,00 9,13E-04
Total 483,05 3,27
ILUSTRACIÓN 5-10. HUELLA DE CARBONO - CO2E, FÓSIL- (% RESPECTO AL TOTAL). ESCENARIO B- DESGLOSE ETAPAS CICLO DE VIDA.
La huella de carbono del ciclo de vida completo del gas natural en el escenario de importación de GNL
desde el continente americano es de 483 kgCO2e fósil/MWh.
Del mismo modo que en el escenario anterior, en el escenario B, la etapa del ciclo de vida que influye en
mayor medida sobre la huella de carbono del proceso global es la generación de energía (79% respecto al
total). Sin embargo, tiene una influencia menor que en el caso local, debido a que en este caso intervienen
otras etapas que también afectan en cierta medida a la huella de carbono del escenario. La etapa de
licuefacción, debido a que es una etapa intensiva en energía, también ejerce una influencia significativa
(11%). En menor grado de relevancia, aunque también representativa, es la contribución del transporte
por barco (4%), seguido del tratamiento (2,4%) y la regasificación (2,2%). La etapa de transporte por
gasoducto hacia la planta de licuefacción también ejerce influencia, aunque menos relevante (1,4%). Las
etapas de perforación, producción y el transporte por gasoducto hacia la planta de generación
prácticamente no contribuyen a la huella de carbono del ciclo de vida completo (impactos menores del
1%).
0,4% 0,2% 2,4% 1,4%
10,6%
3,8%2,2% 0,4%
78,7%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
Etapa 1 Etapa 2 Etapa 3 Etapa 4 Etapa 5 Etapa 6 Etapa 7 Etapa 8 Etapa 9
Huella de carbono del ciclo de vida del gas natural | Análisis comparativo importación vs producción local
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5.3.4.3 Escenario C – GN importado por gasoducto desde Argelia
TABLA 5-6. RESULTADOS HUELLA DE CARBONO (KG CO2E/MWH). ESCENARIO C
Huella de carbono (kg CO2e/MWh)
Etapas Kg(CO2e, fósil)/MWh Kg(CO2e, biogénico)/MWh
Etapa 1. perforación 1,72 2,91E-03
Etapa 2. producción 0,91 0,00E+00
Etapa 3. tratamiento 11,76 2,77E+00
Etapa 8. transporte gasoducto- 1.320km 27,11 1,51E-02
Etapa 9. generación de electricidad 380,00 9,13E-04
Total 421,50 2,78
ILUSTRACIÓN 5-11. HUELLA DE CARBONO -CO2E, FÓSIL- (% RESPECTO AL TOTAL). ESCENARIO C. DESGLOSE ETAPAS CICLO DE VIDA.
La huella de carbono del ciclo de vida del gas natural en el escenario de importación desde Argelia es de
421,50 kgCO2e, fósil/MWh.
Del mismo modo que en escenarios anteriores, la etapa de generación de energía es la que influye en
mayor medida en la huella de carbono del ciclo de vida (90% del total). La etapa de transporte por
gasoducto contribuye moderadamente (representando un 7% del total), siendo este efecto mayor que en
el escenario local A (3% del total).
De manera análoga a los casos anteriores, las etapas de perforación y producción tienen una contribución
muy pequeña (0,4% y 0,2%, respectivamente) en la huella de carbono del ciclo de vida del gas natural.
Etapa 1; 0,4%
Etapa 2; 0,2%Etapa 3; 2,8%
Etapa 8; 6,4%
Etapa 9; 90,2%
Huella de carbono del ciclo de vida del gas natural | Análisis comparativo importación vs producción local
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5.3.4.4 Comparación entre escenarios
A continuación, se muestran los resultados de la huella de carbono total para cada uno de los escenarios.
ILUSTRACIÓN 5-12. HUELLA DE CARBONO (KG CO2E FÓSIL/MWH). COMPARATIVA ESCENARIOS
Tal y como se muestra en la ILUSTRACIÓN 5-12, el escenario A- caso producción local es el escenario que ofrece
una menor huella de carbono y por lo tanto una contribución menos elevada al potencial de
calentamiento global, causante del cambio climático.
La diferencia entre los resultados de huella de carbono de los escenarios A y C radica en la etapa de
transporte por gasoducto, menor en el escenario A por realizarse en una distancia más corta.
El escenario B – GNL de importación desde el continente americano- es el que presenta una huella de
carbono más elevada, debido a la influencia de otras etapas que no existen en los otros dos escenarios,
como son el transporte a la planta de licuefacción, la licuefacción, el transporte en buque metanero y la
posterior regasificación.
Teniendo en cuenta los resultados anteriores se puede concluir que:
• La importación y uso de GNL importado del continente americano supondría un 22% más de
emisiones en el ciclo de vida completo respecto a una producción de gas natural local.
• La importación y uso de GN importado de Argelia supondría un 6,5% más de emisiones en el ciclo
de vida completo respecto a un GN local.
396,44
483,05
421,50
0
100
200
300
400
500
600
Escenario A - GN producción local Escenario B - GNL importadocontinente americano
Escenario C- GN importado deArgelia
Huella de carbono del ciclo de vida del gas natural | Análisis comparativo importación vs producción local
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5.3.4.5 Resumen de resultados. Comparativa entre escenarios y etapas del ciclo de vida
ILUSTRACIÓN 5-13. HUELLA DE CARBONO (KG CO2E FÓSIL/MWH). COMPARATIVA ESCENARIOS Y ETAPAS
Tal y como se ha ido comentando en los resultados detallados por escenario, en todos destaca la etapa de generación de energía como la más intensiva en emisiones de GEI,
entre el 79-96% del total de las emisiones del ciclo de vida completo del gas natural.
1. Eta
pa
per
fora
cion
1,7
2
1. Eta
pa
per
fora
cion
1,7
2
1. Eta
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pa
pro
ducc
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0,9
1
2. Eta
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0,9
1
2. Eta
pa
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ión
0,9
1
3. Eta
pa
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11,7
6
3. Eta
pa
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11,7
6
3. Eta
pa
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nto
11,7
6
4. Eta
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sport
e por
gas
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o
0,0
0
4. Eta
pa
tran
sport
e por
gas
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6,5
7
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tran
sport
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gas
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0,0
0
5. Eta
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licuef
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ón
0,0
0
5. Eta
pa
licuef
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ón
51,0
4
5. Eta
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licuef
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ón
0,0
0
6. Eta
pa
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e por
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0
6. Eta
pa
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5
6. Eta
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0
7. E
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0,00
7. E
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reg
asifi
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10,7
4
7. E
tapa
reg
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0,00
8. Eta
pa
tran
sport
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o
2,0
5
8. Eta
pa
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sport
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o
2,0
5
8. Eta
pa
tran
sport
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27,1
1
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380,0
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9. E
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00
0
50
100
150
200
250
300
350
400
ESCENARIO A ESCENARIO B ESCENARIO C
Huella de carbono del ciclo de vida del gas natural | Análisis comparativo importación vs producción local
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5.3.4.6 Resumen de resultados. Comparativa entre escenarios y etapas del ciclo de vida (sin la etapa generación electricidad)
ILUSTRACIÓN 5-14. HUELLA DE CARBONO (KG CO2E FÓSIL/MWH). COMPARATIVA ESCENARIOS Y ETAPAS (SIN ETAPA 9)
La etapa de licuefacción (que sólo tiene lugar en el escenario B) es la más intensiva en carbono, seguida del transporte por gasoducto desde Argelia (escenario C) y el transporte
en buque metanero (que sólo sucede en el escenario B). Posteriormente, destaca la etapa de tratamiento (estimada análoga en los 3 escenarios) con una influencia también
significativa sobre el calentamiento global en este ciclo de vida. Las etapas de transporte por gasoducto a una distancia corta (100km), y sobre todo las etapas de perforación
y producción en los 3 escenarios son las que presentan una menor huella de carbono comparadas con el resto de las etapas que intervienen en el ciclo de vida.
1. E
tapa
per
fora
cion
1,72
1. E
tapa
per
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cion
1,72
1. E
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per
fora
cion
1,72
2. E
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0,91
2. E
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0,91
2. E
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pro
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0,91
3. E
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3. E
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6
3. E
tapa
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6
4. E
tapa
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0,00
4. E
tapa
tran
spor
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4. E
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ucto
0,00
5. E
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0,00
5. E
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licu
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ción
51,0
4
5. E
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licu
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0,00
6. E
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6. E
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6. E
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arco
0,00
7. E
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0,00
7. E
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10,7
4
7. E
tapa
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asifi
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0,00
8. E
tapa
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spor
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ucto
2,05
8. E
tapa
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spor
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ucto
2,05
8. E
tapa
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or g
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ucto
27,1
1
0
10
20
30
40
50
60
ESCENARIO A ESCENARIO B ESCENARIO C
Huella de carbono del ciclo de vida del gas natural | Análisis comparativo importación vs producción local
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ILUSTRACIÓN 5-15. HUELLA DE CARBONO (KG CO2E FÓSIL/MWH). COMPARATIVA ESCENARIOS (SIN ETAPA 9)
A la vista de estos resultados se puede concluir que:
• La producción de gas natural local durante las fases de perforación, producción, tratamiento y
transporte hasta consumo evitaría un 84% de emisiones de GEI si lo comparamos con el GNL de
importación.
• La producción de gas natural local durante las fases de perforación, producción, tratamiento y
transporte hasta consumo evitaría un 60% de emisiones de GEI si lo comparamos con el GN
procedente de Argelia.
16,44
103,05
41,50
0
100
200
Escenario A - GN producción local Escenario B - GNL importado
continente americano
Escenario C- GN importado de Argelia
Huella de carbono del ciclo de vida del gas natural | Análisis comparativo importación vs producción local
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6. Conclusiones
6.1. Emisiones evitadas con la producción local (escenario A)
Tal y como se indica en la sección 4.2, la demanda total de gas natural en España durante 2018 fue de
349.290 GWh (Enagás, 2018). Las importaciones por gasoducto representaron un 57,4% de las
importaciones totales, procediendo un 82% de Argelia y en un 18% del mercado interior europeo. Las
importaciones brutas de GNL representaron un 42,6% del aprovisionamiento; dichas importaciones
provinieron de quince orígenes diferentes (CNMC, 2019).
TABLA 6-1. SITUACIÓN NACIONAL RESPECTO A LA DEMANDA Y APROVISIONAMIENTOS DE GAS NATURAL 2018
Situación nacional MWh
Demanda total España 349.290.000
GN-Gasoducto (57,40%) 200.492.460
GNL-Buque metanero (42,60%) 148.797.540
Teniendo en cuenta estos datos de la Tabla 6-1 y la huella de carbono obtenida para los escenarios B y C
en la ILUSTRACIÓN 5-12. HUELLA DE CARBONO (KG CO2E FÓSIL/MWH). COMPARATIVA ESCENARIOS, se han calculado las emisiones que
se generarían durante el ciclo de vida completo del gas natural consumido e importado en España,
obteniéndose los siguientes resultados:
TABLA 6-2. EVALUACIÓN DE LAS EMISIONES DE LOS ESCENARIOS DE IMPORTACIÓN (B Y C). CONTEXTO ESPAÑA 2018.
ESCENARIOS DE IMPORTACIÓN Huella de carbono (tCO2e/año)
Escenario C- GN Argelia 8,44E+07
Escenario B- GNL Continente americano 7,19E+07
TOTAL, IMPORTACIÓN 1,56E+08
Por otra parte, considerando la demanda de gas natural en España, así como las emisiones de GEI en el
caso de una producción local (Escenario A), se han cuantificado las emisiones en el caso de que el gas
natural consumido en España se produjera localmente al 100%.
TABLA 6-3. EVALUACIÓN DE LAS EMISIONES DEL ESCENARIO DE PRODUCCIÓN LOCAL (A). CONTEXTO ESPAÑA 2018.
ESCENARIO DE PRODUCCIÓN LOCAL- ESPAÑA Huella de carbono (tCO2e/año)
Escenario A- producción local 1,38E+08
Por lo tanto, se evitarían 18 millones de tCO2e/año si el gas consumido en España se produjera localmente
y no se importase.
TABLA 6-4. EMISIONES EVITADAS. CONTEXTO ESPAÑA 2018
SITUACIÓN ESPAÑA Huella de carbono (tCO2e/año)
Total, importación (B Y C) 1,56E+08
Producción local (A) 1,38E+08
EMISIONES EVITADAS 17.825.057,58
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6.2. Equivalencia de impactos. Comparativa con otros sectores
6.3. Energía solar
En 2020 entrará en funcionamiento la mayor planta fotovoltaica de Europa, situada en Badajoz. Según el
promotor constará de 1.430.000 paneles fotovoltaicos, tendrá una producción anual de 832 GWh,
ocupará una superficie cercana a las 1.000 hectáreas y evitará la emisión a la atmósfera de
215.000tCO2e/año (Proyecto Planta fotovoltaica Badajoz, Iberdrola).
Tomando estos datos como referencia, podríamos decir que las emisiones evitadas de CO2eq como
consecuencia de una producción local de gas natural, equivaldría a las emisiones evitadas por 118.557.360
paneles solares.
6.4. Energía eólica
En mayo de 2019 Iberdrola inició la construcción de un nuevo parque eólico en Zaragoza. Este parque
estará integrado por 6 aerogeneradores de 3,4MW de potencia unitaria y 1 aerogenerador de 2,1 MW, es
decir, el proyecto tendrá una potencia instalada de 23MW. Con la producción generada por este parque
eólico se abastecerá a una población equivalente a 10.500 hogares/año y se evitará la emisión de
17.300tCO2e/año (Parque Eólico Zaragoza, Iberdrola).
Tomando estos datos como referencia, podríamos decir que las emisiones evitadas de CO2e como
consecuencia de una producción local de gas natural, equivaldría a las emisiones evitadas por 7.212
aerogeneradores.
6.5. Plantación arboles – Compensación ambiental
Los proyectos de plantación de árboles o reforestación de zonas degradadas o incendiadas son algunos
de los proyectos más habituales para compensar las emisiones de gases de efecto invernadero por parte
de las empresas. Según recoge el portal de Fomento del Medioambiente y Cambio Climático de la región
de Murcia un árbol adulto retiene 0,5 tCO2e/año (Fomento del Medioambiente y Cambio Climático,
Región de Murcia).
Tomando este dato como referencia, podríamos decir que las emisiones evitadas de CO2eq como
consecuencia de una producción local de gas natural, equivaldría a las emisiones retenidas debido a la
plantación de aproximadamente 35.650.000 de árboles adultos.
6.6. Producción nacional de gas natural 2019 – Emisiones evitadas
La producción nacional de gas natural en España representa el 0,3% del gas consumido. En 2019 se produjeron 1.501,607 GWh (Cores, 2018).
Aplicando a esta cifra los ratios obtenidos en este informe, se han estimado unas emisiones evitadas de 76.630 tCO2e. Estas emisiones serían las equivalentes a las emisiones evitadas por: 509.700 paneles solares, 31 aerogeneradores y 153.300 árboles adultos.
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