huella de carbono del ciclo de vida del gas natural · 2020-05-21 · el estudio huella de carbono...

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]

mailto:[email protected]



Huella de carbono del ciclo de vida del gas natural | Análisis comparativo importación vs producción local

ref. Azentúa: PR19010 |

Página 2 de 35

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



Página 3 de 35

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



Página 4 de 35

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



Página 5 de 35

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.



Página 6 de 35

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.



Página 7 de 35

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.



Página 8 de 35

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.



Página 9 de 35

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).


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%



Página 10 de 35

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 (%)


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 (%)


Industrial

65%Centrales eléctricas

18%

Usos no energéticos

1%

Doméstico-comercial

16%



Página 11 de 35

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%



Página 12 de 35

ILUSTRACIÓN 4-5. ESTADO DE LA INFRAESTRUCTURA GASISTA NACIONAL 31/12/2018




Página 13 de 35

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).

http://abaleo.es/cambio-climatico/calcular-la-huella-de-carbono-en-5-pasos.html



Página 14 de 35

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.



Página 15 de 35

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.



Página 16 de 35

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.


ref. Azentúa: PR19010 Página 17 de 35

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)



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.


ref. Azentúa: PR19010

Página 19 de 35

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.



Página 20 de 35

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.



Página 21 de 35

• 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.



Página 22 de 35

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).

https://nexus.openlca.org/

http://www.greendelta.com/

https://nexus.openlca.org/databases

https://nexus.openlca.org/database/ELCD

https://nexus.openlca.org/database/Environmental%20Footprints

https://nexus.openlca.org/database/ecoinvent

https://nexus.openlca.org/database/openLCA%20LCIA%20methods



Página 23 de 35

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



Página 24 de 35

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%



Página 25 de 35

5.3.4.2 Escenario B- GNL importado desde el continente americano

TABLA 5-5: RESULTADOS HUELLA DE CARBONO (KG CO2E/MWH). ESCENARIO B






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


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



Página 26 de 35

5.3.4.3 Escenario C – GN importado por gasoducto desde Argelia

TABLA 5-6. RESULTADOS HUELLA DE CARBONO (KG CO2E/MWH). ESCENARIO C






Etapa 8. transporte gasoducto- 1.320km 27,11 1,51E-02


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%



Página 27 de 35

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



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

pa

per

fora

cion

1,7

2

2. Eta

pa

pro

ducc

ión

0,9

1

2. Eta

pa

pro

ducc

ión

0,9

1

2. Eta

pa

pro

ducc

ión

0,9

1

3. Eta

pa

trat

amie

nto

11,7

6

3. Eta

pa

trat

amie

nto

11,7

6

3. Eta

pa

trat

amie

nto

11,7

6

4. Eta

pa

tran

sport

e por

gas

oduct

o

0,0

0

4. Eta

pa

tran

sport

e por

gas

oduct

o

6,5

7

4. Eta

pa

tran

sport

e por

gas

oduct

o

0,0

0

5. Eta

pa

licuef

acci

ón

0,0

0

5. Eta

pa

licuef

acci

ón

51,0

4

5. Eta

pa

licuef

acci

ón

0,0

0

6. Eta

pa

tran

sport

e por

bar

co

0,0

0

6. Eta

pa

tran

sport

e por

bar

co

18,2

5

6. Eta

pa

tran

sport

e por

bar

co

0,0

0

7. E

tapa

reg

asifi

caci

ón

0,00

7. E

tapa

reg

asifi

caci

ón

10,7

4

7. E

tapa

reg

asifi

caci

ón

0,00

8. Eta

pa

tran

sport

e por

gas

oduct

o

2,0

5

8. Eta

pa

tran

sport

e por

gas

oduct

o

2,0

5

8. Eta

pa

tran

sport

e por

gas

oduct

o

27,1

1

9. Eta

pa

gen

erac

ion d

e el

ectr

icid

ad

380,0

0

9. E

tapa

gen

erac

ion

de e

lect

rici

dad

380,

00

9. E

tapa

gen

erac

ion

de e

lect

rici

dad

380,

00

0

50

100

150

200

250

300

350

400

ESCENARIO A ESCENARIO B ESCENARIO C



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

fora

cion

1,72

1. E

tapa

per

fora

cion

1,72

2. E

tapa

pro

ducc

ión

0,91

2. E

tapa

pro

ducc

ión

0,91

2. E

tapa

pro

ducc

ión

0,91

3. E

tapa

trat

amie

nto

11,7

6

3. E

tapa

trat

amie

nto

11,7

6

3. E

tapa

trat

amie

nto

11,7

6

4. E

tapa

tran

spor

te p

or g

asod

ucto

0,00

4. E

tapa

tran

spor

te p

or g

asod

ucto

6,57

4. E

tapa

tran

spor

te p

or g

asod

ucto

0,00

5. E

tapa

licu

efac

ción

0,00

5. E

tapa

licu

efac

ción

51,0

4

5. E

tapa

licu

efac

ción

0,00

6. E

tapa

tran

spor

te p

or b

arco

0,00

6. E

tapa

tran

spor

te p

or b

arco

18,2

5

6. E

tapa

tran

spor

te p

or b

arco

0,00

7. E

tapa

reg

asifi

caci

ón

0,00

7. E

tapa

reg

asifi

caci

ón

10,7

4

7. E

tapa

reg

asifi

caci

ón

0,00

8. E

tapa

tran

spor

te p

or g

asod

ucto

2,05

8. E

tapa

tran

spor

te p

or g

asod

ucto

2,05

8. E

tapa

tran

spor

te p

or g

asod

ucto

27,1

1

0

10

20

30

40

50

60

ESCENARIO A ESCENARIO B ESCENARIO C



Página 30 de 35

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



Página 31 de 35

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



Página 32 de 35

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.



Página 33 de 35

7. Bibliografía

AENOR 2006 ISO 14040 Gestión ambiental – Análisis del ciclo de vida. Principios y marco.

AENOR 2006 ISO 14044 Gestión ambiental- Análisis de ciclo de vida. Requisitos y guía.

AENOR 2018 UNE-CEN ISO/TS 14067; Gases de efecto invernadero; Huella de carbono de productos;

Requisitos y directrices para cuantificación y comunicación.

API 2009 Compendium of GreenHouse Gas Emissions Methodologies for the Oil and Natural Gas

Industry", agosto 2009, Table 6–4. "Fugitive Emission Factors for Onshore Natural Gas

Production Equipment"

BP 2019 BP Energy Outlook

CMNUCC 2015 Acuerdo de París. Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático

CNMC 2019 Informe de supervisión del mercado mayorista y aprovisionamiento de gas

Cores 2018 Estadísticas sobre la producción de gas nacional

Department of

Environmental

Conservation

2011 Supplemental Generic Environmental Impact Statement on the Oil, Gas and Solution Mining.

Regulatory Program. Table GHG-1. Emission Rates for Well Pad. New York State Department of

Environmental Conservation, Revised Draft

EC 2019b ANNEX to the

Communication from the Commission to the European Parliament, the European Council, the

Council, the European Economic and Social Committee and the Committee of the Regions

(COM(2019) 640 fina).

The European Green Deal. Roadmap – Key actions

EC 2019a Communication from the Commission to the European Parliament, the European Council, the

Council, the European Economic and Social Committee and the Committee of the Regions

(COM(2019) 640 fina).

The European Green Deal

Enagás 2018 El Sistema Gasista Español

EPA 2009. Compilation of Air Pollutant Emission Factors. Volume I, chapter 3 “Stationary Internal

Combustion Sources”, Sección 3.2 and chapter 13. “Miscelaneous sources”

Frischnecht R., et al 2007 The Environmental Relevance of Capital Goods in Life Cycle Assessments of Products and

services.

Fundación Naturgy 2019 El papel del gas en la descarbonización del sistema energético de la UE. Christopher Jones

European University Institute.

Green Delta 2016 Impacts assessment methods in Life Cycle Assessment and their ipact categories

Guinée, J.B et al.

Handbook on life cycle

assessment.

2002 Operational guide to the ISO standards. I: LCA in perspective. IIa: Guide. IIb: Operational annex.

III: Scientific background. Kluwer Academic Publishers, ISBN 1-4020-0228-9, Dordrecht, 2002,

692 pp.

IEA (International

Energy Agency)

2018 Market Report Series: Gas 2018

IPCC 2014 IPCC Fifht Assessment Report

MA Antón Vallejo 2012 Capítulo 3: Metodología del Análisis del Ciclo de Vida

Manual de OpenLCA 2019 OpenLCA 1.9. Comprehensive User Manual.

MARCOGAZ (Technical

association of the

European Natural Gas

Industry)

2006 Life Cycle Assessment of the European Natural Gas Chain

MITECO 2019 Borrador del plan nacional integrado de energía y clima 2021-2030

Naturgy 2018 Informe Anual Integrado

NETL 2016 Life Cycle Analysis of Natural Gas Extraction and Power Generation

PACE Global 2015 LNG and Coal Life Cycle Assessment of Greenhouse Gas Emissions



Página 34 de 35

Sedigas (Asociación

Española del Gas)

2018 Informe Anual 2018

Base de datos Ecoinvent https://www.ecoinvent.org/

Base de datos EF

(Environmental Footprint)

https://ec.europa.eu/environment/eussd/smgp/

Base de datos ELCD (European

life cycle database)

https://eplca.jrc.ec.europa.eu/ELCD3/

Consumo sectorial del sector

energético, Eurostat

https://ec.europa.eu/eurostat/tgm/table.do?tab=table&init=1&language=en&pcode=ten00124&

plugin=1

Descarga de capa de polígonos

de los países

https://www.naturalearthdata.com/downloads/10m-cultural-vectors/

Fomento del Medioambiente y

Cambio Climático, Región de

Murcia

http://cambioclimaticomurcia.carm.es/fichas/compensacion.htm

GreenDelta 2018 https://www.greendelta.com/

GreenDelta GmbH 2020 https://nexus.openlca.org/

OpenLCA Nexus 2020 https://nexus.openlca.org/databases

Parque Eólico Zaragoza,

Iberdrola

https://www.iberdrola.com/sala‐comunicacion/noticias/detalle/iberdrola‐inicia‐construccion‐

parqueeolico‐pradillo‐zaragoza

Proyecto Planta fotovoltaica

Núñez de Balboa, Iberdrola

https://www.iberdrola.com/conocenos/lineas-negocio/proyectos-emblematicos/planta-

fotovoltaica-nunez-de-balboa

https://eplca/

https://ec.europa.eu/eurostat/tgm/table.do?tab=table&init=1&language=en&pcode=ten00124&plugin=1

https://ec.europa.eu/eurostat/tgm/table.do?tab=table&init=1&language=en&pcode=ten00124&plugin=1

https://www.naturalearthdata.com/downloads/10m-cultural-vectors/

http://cambioclimaticomurcia.carm.es/fichas/compensacion.htm

https://www.greendelta.com/

https://nexus.openlca.org/

https://nexus.openlca.org/databases

https://www.iberdrola.com/sala‐comunicacion/noticias/detalle/iberdrola‐inicia‐construccion‐parqueeolico‐pradillo‐zaragoza

https://www.iberdrola.com/sala‐comunicacion/noticias/detalle/iberdrola‐inicia‐construccion‐parqueeolico‐pradillo‐zaragoza

https://www.iberdrola.com/conocenos/lineas-negocio/proyectos-emblematicos/planta-fotovoltaica-nunez-de-balboa

https://www.iberdrola.com/conocenos/lineas-negocio/proyectos-emblematicos/planta-fotovoltaica-nunez-de-balboa

huella de carbono del ciclo de vida del gas natural · 2020-05-21 · el estudio huella de carbono...

Documents