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Huella de Carbono de Enagás 2013
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Índice
1. Perfil de Enagás ......................................................................... 3
1.1. Actividad de Enagás .................................................................................... 3
1.2. Ámbito de operación ................................................................................... 5
1.3. Organización .............................................................................................. 6
2. Compromiso con el cambio climático.......................................... 7
3. Gestión de las emisiones de gases de efecto invernadero: Huella de carbono ................................................................................. 8
3.1. Alcance: perímetro de la actividad ................................................................ 8
3.2. Metodología: proceso de definición y cálculo de la huella de carbono .................. 9
3.3. Exclusiones .............................................................................................. 12
3.4. Nivel de incertidumbre .............................................................................. 12
3.5. Emisiones de gases de efecto invernadero .................................................... 17
4. Informe de verificación externa ............................................... 22
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1. Perfil de Enagás
1.1. Actividad de Enagás
Enagás es la compañía líder en transporte, regasificación y almacenamiento de gas natural en España y Gestor Técnico del Sistema Gasista español. Está certificada, además, como Transmission System Operator (TSO) independiente por la Unión Europea. Enagás es una pieza clave para dar soporte estratégico al desarrollo del Sistema Gasista en España.
La compañía realiza las actividades de Gestión Técnica del Sistema Gasista español y construcción, operación y mantenimiento de infraestructuras gasistas de forma segura, eficiente, rentable y sostenible.
Enagás desarrolla, opera y mantiene sus infraestructuras, facilitando el acceso de terceros a la red, ofreciendo servicios a las comercializadoras, que cubran sus necesidades y expectativas.
La compañía dispone de las siguientes infraestructuras:
Más de 10.000 km de gasoductos por todo el territorio español.
Tres almacenamientos subterráneos: Serrablo (Huesca), Yela (Guadalajara) y Gaviota (Vizcaya).
Cuatro plantas de regasificación en Cartagena, Huelva, Barcelona y El Musel (Gijón).
Además, es propietaria del 40% de la Planta de Regasificación BBG (Bilbao) y del 41,94% de la sociedad Gascan, encargada de la construcción de dos plantas de regasificación en Canarias.
Adicionalmente, Enagás es propietaria del 40% de la Planta de Altamira (México) y, además, del 40% de la Planta de GNL Quintero (Chile), a través de una sociedad conjunta con Oman Oil Company, en la que posee el 51%.
Por otro lado, Enagás es propietaria del 50% de la empresa que está desarrollando el gasoducto en Morelos y del 50% de la empresa que está desarrollando la Estación de Compresión de Soto La Marina, ambos situados en México.
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1.2. Ámbito de operación
En la cadena de valor del gas, Enagás realiza las actividades de transporte de gas natural, regasificación, almacenamiento subterráneo, descarga y carga de buques y carga de cisternas.
A continuación se describe el funcionamiento de las instalaciones de la compañía:
Plantas de regasificación:
El gas se transporta en buques metaneros a 160 ºC bajo cero en estado líquido y se descarga en las plantas de regasificación. En estas instalaciones, mediante un proceso físico, para el que normalmente se utilizan vaporizadores con agua de mar, se aumenta la temperatura del gas natural licuado (GNL) y, de este modo, se transforma a estado gaseoso. El gas natural se inyecta en la red de gasoductos para ser transportado por toda la Península. Además, en estas instalaciones se carga GNL en buques metaneros y camiones cisterna.
Estaciones de Regulación y Medida (ERMs):
Las ERMs se encuentran ubicadas en los puntos de entrega (salidas) y en ellas se reduce la presión del gas hasta 16 bar, como iniciación del proceso de adaptación a la presión final a la que se utiliza por empresas y particulares. En estas instalaciones también se efectúa la medición del gas entregado. Enagás tiene actualmente 428 ERMs. La construcción y puesta en servicio de instalaciones de este tipo es continua como consecuencia de las peticiones de nuevos puntos de entrega de gas por parte de las compañías distribuidoras y transportistas de gas.
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Gasoductos:
Los gasoductos son tubos de acero de alta presión que permiten transportar el gas natural. A finales de 2013, la red de Enagás estaba integrada por 10.233 km de gasoductos diseñados para operar a presiones máximas de 72 y 80 bar.
Estaciones de Compresión (EECC):
En estas instalaciones se eleva la presión del gas hasta 72/80 bar, mediante compresores, para maximizar la capacidad de transporte de los gasoductos. Enagás cuenta actualmente con 18 estaciones de compresión con una potencia mecánica total instalada de 508.650 kW ISO. La presión máxima en las estaciones de compresión está entre 80 y 72 bar, dependiendo de la presión de diseño del gasoducto en el que se encuentran; la mínima, entre 40-45 bar.
Almacenamientos subterráneos (AASS):
Para ajustar la oferta a la demanda y hacer frente a las puntas de consumo, motivadas por variaciones estacionales, interrupciones en el suministro, etc., es necesario almacenar grandes cantidades de gas. El gas, en estos casos, se almacena en el subsuelo aprovechando antiguos yacimientos o se inyecta en acuíferos profundos o en cavidades generadas en formaciones salinas.
1.3. Organización
La Dirección General de Recursos coordina la gestión del cambio climático en Enagás, en colaboración con el resto de direcciones de la compañía. En concreto, el Director de
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Organización y RSC, dependiendo del Director General de Recursos, es responsable de la gestión y reporte de los temas relacionados con la sostenibilidad y el medio ambiente, incluyendo el cálculo de la huella de carbono.
2. Compromiso con el cambio climático
Enagás desarrolla la red de transporte de gas natural y gestiona sus infraestructuras de forma segura, eficiente, rentable y comprometida con el medio ambiente. Este compromiso se materializa en la minimización de los impactos ambientales derivados de la emisión de gases de efecto invernadero, principales responsables del cambio climático.
La compañía, en su Estrategia de RSC Visión 2020, identifica las competencias diferenciales en el ámbito de la sostenibilidad que le permitan apoyar el desarrollo del negocio de la compañía, teniendo en cuenta como uno de los factores clave de la evolución del mercado del gas la tendencia hacia una economía baja en carbono.
La estrategia se articula alrededor de tres objetivos estratégicos:
Ser un ejemplo de compañía segura y fiable para todos aquellos que se relacionan con ella (compañía segura y fiable).
Prepararse para aprovechar las oportunidades de un modelo de negocio sostenible y bajo en carbono (negocios sostenibles).
Disponer de un equipo humano que permita aprovechar las oportunidades de los nuevos mercados más competitivos y más sostenibles (capacidades excelentes).
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3. Gestión de las emisiones de gases de efecto invernadero: Huella de carbono
El compromiso de Enagás con el cambio climático y la reducción de los gases de efecto invernadero se incrementa año a año. Desde 2011, la compañía dispone de un grupo de trabajo multidisciplinar interno que realiza el seguimiento mensual de estas emisiones, identifica iniciativas de mejora y revisa el cumplimiento del objetivo de reducción de emisiones de la compañía, que impacta en la retribución variable de todos los empleados.
La huella de carbono del Grupo Enagás, elaborada según las directrices y guías del GHG Protocol y la norma UNE-EN ISO 14064, constituye un paso más en el compromiso de la compañía con la minimización de las emisiones de gases de efecto invernadero. La huella de carbono de Enagás se ha llevado a cabo mediante una metodología de cuantificación de emisiones que permite incrementar la fiabilidad y trazabilidad de las emisiones de gases de efecto invernadero derivadas de su actividad. El 85% de las emisiones incluidas en la huella de Carbono han sido verificadas con un nivel de aseguramiento razonable. El 15% restante se corresponde con las emisiones fugitivas, que la compañía está en proceso de cuantificación, mediante métodos que todavía no permiten evaluar la incertidumbre de forma precisa.
Enagás aborda la verificación de su huella de carbono de acuerdo a la norma UNE-EN ISO 14064 con el objetivo de dotarla de una validez reconocida incrementando así la transparencia ante sus grupos de interés. Asimismo, facilitará la identificación y cuantificación de iniciativas de reducción de emisiones en todos los ámbitos de su actividad en próximos ejercicios.
3.1. Alcance: perímetro de la actividad
El alcance de este informe incluye la información relativa al ejercicio 2013, limitándose al territorio español, en el que el Grupo Enagás (Enagás S.A., Enagás Transporte S.A.U., Enagás GTS S.A.U., Enagás Internacional S.L.U. y Enagás Financiaciones S.A.U.), desarrolla su actividad, con un enfoque de control financiero.
Por tanto, se reportan las emisiones relativas a las operaciones sobre las que Enagás mantiene el control (100% de la propiedad), incluyendo las relativas a la sociedad Enagás Transporte del Norte donde posee el 90% de la propiedad.
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3.2. Metodología: proceso de definición y cálculo de la huella de carbono
Enagás ha utilizado la metodología de cálculo para la cuantificación de emisiones de gases de efecto invernadero. Para ello, se han empleado datos de actividad, principalmente cantidad de gas natural y de gasoil, que se han transformado en toneladas de CO2 equivalente a través de factores de emisión y potenciales de calentamiento global.
El proceso ha comenzado con la identificación, para cada una de las actividades que Enagás realiza en la cadena de valor del gas natural (ver apartado 1. Actividad de Enagás), las instalaciones cuyo funcionamiento supone la emisión de gases de efecto invernadero, identificando a su vez las distintas fuentes de emisión para cada una de esas instalaciones.
Estas fuentes de emisión, categorizadas según los alcances definidos en GHG Protocol y en la norma UNE EN ISO 14064 son las siguientes:
Alcance 1 (Emisión directa de gases de efecto invernadero)
Emisiones directas por combustión estacionaria.
o Consumo de gas natural en calderas de proceso: Gas natural consumido en las calderas de precalentamiento de las ERM, calderas de plantas y calderas de regeneración de metanol y de TEG.
o Consumo de gas natural en vaporizadores: Consumo de gas natural en vaporizadores de combustión sumergida de plantas de regasificación.
o Consumo de gas natural en generadores de emergencia.
o Consumo de gas natural en turbocompresores: Gas natural consumido en los turbocompresores en el proceso de compresión del gas.
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o Gas natural quemado en antorcha en operación normal: Emisiones de gas natural en pilotos de antorcha y otros conceptos de mantenimiento de llama de plantas de regasificación.
o Gas natural quemado en antorcha en operación de carga de buques: Gas natural generado (boil-off) en operaciones de carga de buques metaneros.
o Gas natural quemado en antorcha en mínimo técnico: Gas natural quemado en situaciones de producción por debajo del mínimo técnico de cada planta.
o Gas natural quemado en antorcha por pérdidas: Gas natural quemado en operaciones habituales de plantas de regasificación.
o Gas natural quemado en antorcha por mantenimiento: Gas natural quemado en operaciones de mantenimiento de plantas de regasificación.
o Consumo de gas natural en sistemas de climatización: Gas natural quemado en calderas cuyo destino es la climatización de oficinas.
o Consumo de gasoil en grupos electrógenos y bombas contra incendios: Gasoil utilizado en generación eléctrica.
Emisiones directas por combustión móvil.
o Gasolina: Emisiones procedentes del consumo de gasolina de repostaje de flota de vehículos de Enagás.
o Diésel: Emisiones procedentes del consumo de gasoil de repostaje de flota de vehículos de Enagás.
Emisiones directas de fuentes fugitivas y venteos de gas natural.
o Gas natural venteado en mínimo técnico: Producción de venteos en periodos de producción por debajo del mínimo técnico en plantas de regasificación.
o Gas natural venteado: Gas natural venteado en operaciones de mantenimiento y nuevas conexiones de la red de transporte.
o Emisiones fugitivas de las instalaciones de Enagás.
o Emisiones fugitivas de gases fluorados de equipos de refrigeración, aire acondicionado y equipos contraincendios: Emisiones procedentes de las fugas de los equipos de refrigeración de Enagás.
Alcance 2 (Emisión indirecta de gases de efecto invernadero por energía)
Consumo eléctrico: Emisiones generadas en la producción de la energía eléctrica llevada a cabo por terceros y consumida por Enagás.
Alcance 3 (Otras emisiones indirectas de gases de efecto invernadero)
Consumo de papel: Emisiones generadas en la producción de papel consumido en Enagás (se contabiliza el comprado como consumido).
Viajes de trabajo de empleados: Emisiones generadas en los viajes de trabajo en avión y tren.
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Viajes casa-trabajo-casa de los empleados: Emisiones generadas en los viajes diarios de los empleados desde sus domicilios hasta el lugar de trabajo y viceversa.
Una vez identificadas las fuentes de emisión se procede a identificar los datos de actividad de cada fuente de emisión como se detalla a continuación:
Los autoconsumos de gas natural y los venteos producidos en las instalaciones y en la red de transporte se miden siempre con equipos de medición propiedad de Enagás.
Los consumos de gasoil, gasolina y energía eléctrica se han contabilizado a través de las facturas emitidas por los correspondientes proveedores.
En el caso de la cantidad de gas natural fugado en instalaciones y en la red de transporte, se han realizado estimaciones llevadas a cabo en base a estudios técnicos específicos realizados por terceros, o en su defecto por Enagás, por inviabilidad técnica en la medición de estos datos.
La cantidad de HCFCs fugados en equipos de climatización se han basado en los partes de recarga que se llevan a cabo por la empresa de mantenimiento de estos equipos.
Las emisiones incluidas en el alcance 3 se han basado en los datos aportados por los proveedores de materiales o servicios (en el caso de los viajes).
El último paso en la cuantificación de las emisiones de gases de efecto invernadero ha sido la conversión de los datos de actividad en toneladas de CO2 equivalentes. Esto se ha hecho a través de los siguientes factores de emisión y potenciales de calentamiento global:
Para la combustión del gas natural, el gasoil y la gasolina, se ha empleado el factor de emisión y el Valor Calorífico Neto (VCN) detallado en el inventario nacional del año 2013, reportado a la Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC). De esta forma se asegura la coherencia entre el número de emisiones notificadas y verificadas en el régimen de comercio de derechos de emisión (EU ETS) y el presente informe de Huella de Carbono.
El resto de emisiones han sido calculadas en base a los factores de emisión más recientes publicados por el Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC). Asimismo, los potenciales de calentamiento empleados para el CH4, N2O y HCFCs han sido obtenidos de la misma fuente.
Enagás ha definido un procedimiento para el cálculo y reporte de la huella de carbono que recoge todo el proceso de recopilación de datos de actividad y consumo, cálculo de emisiones y reporte. Este procedimiento ha sido revisado y aprobado según el sistema de gestión de calidad de la compañía certificado bajo la norma ISO 9001:2008.
Todas las emisiones descritas en este informe se han calculado a través de un inventario de emisiones en el que se han detallado todas las emisiones de todos los GEI existentes. Este inventario de emisiones ha sido verificado con un nivel de aseguramiento razonable por AENOR, de acuerdo a los requisitos establecidos en la Norma UNE-EN ISO 14064:2006.
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3.3. Exclusiones
1. Emisiones derivadas de aquellas instalaciones en las que Enagás tiene una participación accionarial pero no mantiene un control:
Planta regasificación BBG (Bilbao)
Planta regasificación Altamira (México)
Planta regasificación Quintero (Chile)
2. Emisiones de alcance 3 cuya cuantificación no es técnicamente viable, como son:
Consumo material de construcción de infraestructuras adquiridas
Fabricación de equipos comprados
Transporte de gas natural en camiones cisterna hacia plantas satélite
Transporte y gestión de residuos por el gestor de residuos autorizado
3. Emisiones de alcance 3 cuyo nivel de incertidumbre asociado es tan elevado que imposibilita su cálculo:
Extracción de gas natural
Licuefacción de gas natural
Transporte de GNL por los buques metaneros desde el lugar de su extracción hasta las plantas de regasificación de Enagás
Transporte y distribución del gas natural producido
o Emisiones directas producidas en instalaciones de distribución
o Emisiones fugitivas de metano en la distribución del gas natural
Comercialización de gas natural
Consumo final de gas natural
4. Emisiones cuyo valor se considera despreciable respecto al total de emisiones. Es el caso de las derivadas de alquileres de vehículos de no-renting.
3.4. Nivel de incertidumbre
En el caso de las emisiones sujetas al Comercio Europeo de Emisiones (ETS), el nivel de incertidumbre cumple con el reglamento 601/2012 que establece los requisitos de exactitud en función del tipo de flujo fuente y de las características de cada instalación.
Para el resto de emisiones, el nivel de incertidumbre que se ha tomado es el error máximo permitido en las diferentes normas de aplicación, ya que las emisiones se calculan en base a:
Datos de actividad y consumo, que son medidos y controlados para gestionar su facturación.
Factores de emisión procedentes de fuentes contrastadas.
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Además, los equipos de medida son verificados y calibrados periódicamente (auditorías internas y externas del sistema de gestión de calidad verificado de acuerdo a la norma UNE-EN ISO 9001). En concreto, los contadores de gas se encuentran bajo control metrológico legal (RD 889/2006) de acuerdo a las normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista Español y el Protocolo de Detalle PD-01 Medición.
En el caso de las emisiones fugitivas, que representan un 15% del total de emisiones de la huella de carbono, estas se realizan en base a mediciones puntuales, lo que supone un elevado nivel de incertidumbre que no se ha podido detallar.
A continuación se muestra la incertidumbre asociada a cada categoría de fuente de emisión:
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Categorías de fuentes de emisiones tCO2e % total emisiones
Fuente de medición
Nivel de incertidumbre
Fuente de la incertidumbre
Alcance 1
1. Emisiones directas por combustión estacionaria
Consumo de gas natural en calderas de proceso 31.657 5,7% Contadores de
turbina 2
Errores máximos permitidos en control
metrológico legal 889/2006
Consumo de gas natural en vaporizadores 2.272 0,4% Contadores de
turbina 5
Errores máximos permitidos en control
metrológico legal 889/2006
Consumo de gas natural en generadores de
emergencia 226 0,0% Contadores de
turbina 2
Errores máximos permitidos por
metrología legal (RD 889/2006)
Consumo de gas natural en turbocompresores 176.349 31,8% Contadores de
turbina 2
Errores máximos permitidos por
metrología legal (RD 889/2006)
Gas natural quemado en antorcha en operación
normal 1.246 0,2%
Medidor de ultrasonidos
propio 2
Errores máximos permitidos por
metrología legal (RD 889/2006)
Gas natural quemado en antorcha en operación de
carga de buques 49.385 8,9%
Medidor de ultrasonidos
propio 2
Errores máximos permitidos en la Norma
ISO 17089-2
Gas natural quemado en antorcha en mínimo
técnico 122.398 22,1%
Medidor de ultrasonidos
propio 10
Errores máximos permitidos en la Norma
ISO 17089-2
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Categorías de fuentes de emisiones tCO2e % total emisiones
Fuente de medición
Nivel de incertidumbre
Fuente de la incertidumbre
Gas natural quemado en antorcha por pérdidas 255 0,0%
Medidor de ultrasonidos
propio 10
Errores máximos permitidos en la Norma
ISO 17089-2
Gas natural quemado en antorcha por
mantenimiento - 0,0%
Medidor de ultrasonidos
propio 10
Errores máximos permitidos en la Norma
ISO 17089-2
Consumo de gas natural en sistemas de climatización
5.561 1,0% Contadores de turbina 2
Errores máximos permitidos RD
889/2006
Consumo de gasoil en grupos electrógenos y
bombas contra incendios 290 0,1% Facturas del
proveedor 2 Errores máximos permitidos RD
889/2006
2. Emisiones directas por combustión móvil
Gasolina 336 0,1% Facturas del proveedor 2
Errores máximos permitidos RD
889/2006
Diésel 1.246 0,2% Facturas del proveedor 2
Errores máximos permitidos RD
889/2006
3. Emisiones directas de fuentes fugitivas
Gas natural venteado en mínimo técnico 1.902 0,3%
Medidor de ultrasonidos
propio 10
Errores máximos permitidos en la Norma
ISO 17089-2
Gas natural venteado 44.022 7,9% Medidor de ultrasonidos
propio 10
Errores máximos permitidos en la Norma
ISO 17089-2
Emisiones fugitivas 79.513 14,3%
Estudios realizados por Enagás o por
terceros
Sin incertidumbre
definida n.a.
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Categorías de fuentes de emisiones tCO2e % total emisiones
Fuente de medición
Nivel de incertidumbre
Fuente de la incertidumbre
Emisiones fugitivas de gases fluorados de
equipos de refrigeración, aire acondicionado y
equipos contraincendios
124 0,0%
Partes de recarga de los
equipos de refrigeración
Sin incertidumbre
definida n.a.
Alcance 2 Consumo eléctrico 36.079 6,5% Facturas del proveedor 2
Errores máximos permitidos por
metrología legal (RD 889/2006) Contadores clase C polifásicos con
carga equilibrada
Alcance 3
Consumo de papel 42 0,0% Facturas proveedor
Sin incertidumbre
definida n.a.
Viajes de trabajo 1.922 0,3% Facturas proveedor
Sin incertidumbre
definida n.a.
Viajes casa-trabajo-casa de los empleados 57 0,0% Estimación
Sin incertidumbre
definida n.a.
Huella de carbono 554.883
Incertidumbre de la huella de carbono 2,53
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3.5. Emisiones de gases de efecto invernadero
El Informe de la Huella de Carbono de Enagás incluye la verificación de las emisiones correspondientes a 2013. Al ser la primera verificación, no se establece un año base, tomándose 2013 como año base para los próximos años en los que se calcule.
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Emisiones totales
Durante el año 2013 Enagás ha producido un total de 554.883 toneladas equivalentes de CO2.
Las principales fuentes de emisión de alcance 1 y 2 en 2013 han sido el consumo de gas natural en turbocompresores, que ha supuesto un 31,8% del total de emisiones de alcance 1 y 2, y el gas natural quemado en antorcha en mínimo técnico, un 22,1% del total de emisiones de alcance 1 y 2.
Estas emisiones derivadas de ambas fuentes de emisión son el resultado de dos sucesos ocurridos en el año, sobre los que la capacidad de control de Enagás es muy reducida:
En 2013, la entrada de gas natural al Sistema Gasista español por gasoducto ha superado, por primera vez desde el año 2000, a la entrada de gas natural licuado por las plantas de regasificación. Este efecto ha provocado un mayor funcionamiento de las estaciones de compresión de Enagás, incrementando sus emisiones.
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Simultáneamente, se ha incrementado el número de días que las plantas de regasificación han operado por debajo del mínimo técnico, teniendo que eliminar el boil off generado para mantener las instalaciones en funcionamiento e incrementando las emisiones asociadas a la antorcha.
A pesar de que la compañía optimiza la operación del Sistema Gasista para asegurar la garantía del suministro de forma segura, eficiente, rentable y sostenible, son los diferentes agentes del Sistema, y en especial, las comercializadoras, los que deciden las entradas y salidas de gas de acuerdo a las necesidades de sus clientes, aspecto que impacta significativamente en la emisión de gases de efecto invernadero por parte de Enagás.
Emisiones directas por tipo de gas
Las emisiones de alcance 1 por tipo de gas son las siguientes:
El principal gas emitido es el CO2, debido al autoconsumo de gas natural para la operación de nuestras instalaciones y al gas quemado en la antorcha de las plantas de regasificación. La emisión de CH4 se debe principalmente al gas natural venteado por operaciones de mantenimiento y seguridad en las instalaciones y a las emisiones fugitivas.
Las emisiones de N2O y de HCFCs son prácticamente despreciables en comparación con las emisiones procedentes del CO2 y el CH4. Estas emisiones proceden respectivamente de la combustión del gas natural y el gasoil y de las fugas producidas en los equipos de refrigeración de Enagás.
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Emisiones directas e indirectas por actividad
235.736 tCO2e 244.962 tCO2e 64.224 tCO2e 7.941 tCO2e
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Nota: Las diferencias entre los datos de emisiones reportados en el presente informe y el Informe Anual 2013 se deben a los siguientes factores:
Huella de Carbono Informe Anual 2013
El PCS utilizado para la conversión de volumen de gas natural a unidades de energía
PCS (VCN) determinado en las directrices del Comercio Europeo de Derechos de Emisión
PCS real, medido en cromatógrafo
El Potencial de Calentamiento Global del CH4, utilizado para la conversión de emisiones de CH4 a t CO2e
Dato de PCG del 4º Informe de Evaluación del IPCC
Dato de PCG del 2º Informe de Evaluación del IPCC
Emisiones fugitivas Se han tenido en cuenta No se han tenido en cuenta
Consumo eléctrico de posiciones
Se incluye el consumo de todas las posiciones (estimación del consumo de aquellas posiciones de las que no se dispone de factura informatizada)
Únicamente se ha incluido el consumo de aquellas posiciones de las que se dispone de datos informatizados (70% de las posiciones aproximadamente)
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4. Informe de verificación externa
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