informe de huella de carbono de enagás - enagas.es huella... · de gas por parte de las...
TRANSCRIPT
Informe de Huella de Carbono de Enagás
2015
2 de 30
Índice
1. Propósito de este informe ................................................................... 3
2. Perfil de Enagás .................................................................................. 3
2.1. Actividad de Enagás ..................................................................................... 3
2.2. Ámbito de operación .................................................................................... 5
2.3. Organización ............................................................................................... 6
3. Compromiso de acción contra el cambio climático .............................. 7
4. Inventario de emisiones de gases de efecto invernadero .................... 8
4.1. Alcance de la Huella de Carbono de Enagás .................................................... 8
4.1.1. Gases de efecto invernadero ................................................................... 9
4.1.2. Periodo ................................................................................................. 9
4.1.3. Límite organizacional (enfoque) ............................................................... 9
4.1.4. Límite operativo (alcances) ..................................................................... 9
4.1.5. Año base ............................................................................................. 10
4.2. Identificación de fuentes de emisión ............................................................ 10
4.3. Metodología de cálculo ............................................................................... 12
4.4. Exclusiones ............................................................................................... 14
4.5. Nivel de incertidumbre ............................................................................... 14
4.6. Cambios con respecto a la Huella de Carbono del año anterior ........................ 16
5. Cuantificación de la Huella de Carbono 2015 .................................... 18
5.1. Emisiones de alcance 1 y 2 ......................................................................... 18
5.2. Emisiones de alcance 3 .............................................................................. 25
6. Ajuste de las emisiones del año base ................................................ 26
7. Acciones dirigidas a la reducción de emisiones de GEI ...................... 27
8. Declaración de verificación externa .................................................. 29
3 de 30
1. Propósito de este informe
El objeto de este informe, de periodicidad anual, es reportar la Huella de Carbono 2015
de Enagás.
A través del presente documento la compañía pretende comunicar a todos sus grupos de
interés su compromiso de acción contra el cambio climático y su esfuerzo diario por la
mejora continua, mediante el control de sus emisiones. Asimismo, Enagás trata de informar
sobre la evolución de su actividad y de su desempeño en materia de emisiones de gases de
efecto invernadero (en adelante, GEI).
2. Perfil de Enagás
2.1. Actividad de Enagás
Enagás es la compañía líder en transporte, regasificación y almacenamiento de gas natural
en España y Gestor Técnico del Sistema Gasista español. Está certificada, además, como
Transmission System Operator (TSO) independiente por la Unión Europea. Enagás es una
pieza clave para dar soporte estratégico al desarrollo del Sistema Gasista en España.
La compañía realiza las actividades de Gestión Técnica del Sistema Gasista español y
construcción, operación y mantenimiento de infraestructuras gasistas de forma segura,
eficiente, rentable y sostenible.
Enagás desarrolla, opera y mantiene sus infraestructuras, facilitando el acceso de terceros a
la red, ofreciendo servicios a las comercializadoras, que cubran sus necesidades y
expectativas.
La compañía mantiene el control (100% de la propiedad) de las siguientes infraestructuras
en España:
Más de 10.000 km de gasoductos por todo el territorio español.
Tres almacenamientos subterráneos: Serrablo (Huesca), Yela (Guadalajara) y
Gaviota (Vizcaya).
Cuatro plantas de regasificación en Cartagena, Huelva, Barcelona y El Musel (Gijón).
Además, durante los últimos años, Enagás ha adquirido participaciones en distintas
sociedades de forma directa o a través de sociedades intermedias, tanto en España como a
nivel internacional, tal y como se presenta a continuación:
4 de 30
5 de 30
2.2. Ámbito de operación
En la cadena de valor del gas, Enagás realiza las actividades de transporte de gas natural,
regasificación, almacenamiento subterráneo, descarga y carga de buques y carga de
cisternas.
A continuación se describe el funcionamiento de las instalaciones de la compañía:
Plantas de regasificación: El gas se transporta en buques metaneros a 160ºC bajo cero
en estado líquido y se descarga en las plantas de regasificación. En estas instalaciones,
mediante un proceso físico, para el que normalmente se utilizan vaporizadores con agua de
mar, se aumenta la temperatura del gas natural licuado (GNL) y, de este modo, se
transforma a estado gaseoso. El gas natural se inyecta en la red de gasoductos para ser
transportado por toda la Península. Además, en estas instalaciones se carga GNL en buques
metaneros y camiones cisterna.
Estaciones de Regulación y Medida (ERMs): Las ERMs se encuentran ubicadas en los
puntos de entrega (salidas) y en ellas se reduce la presión del gas hasta 16 bar, como
iniciación del proceso de adaptación a la presión final a la que se utiliza por empresas y
particulares. En estas instalaciones también se efectúa la medición del gas entregado.
Enagás tiene actualmente 493 ERMs. La construcción y puesta en servicio de instalaciones
de este tipo es continua como consecuencia de las peticiones de nuevos puntos de entrega
de gas por parte de las compañías distribuidoras y transportistas de gas.
Gasoductos: Los gasoductos son tubos de acero de alta presión que permiten transportar
el gas natural. La red de Enagás está integrada por 10.314 km de gasoductos diseñados
para operar a presiones máximas de 72 y 80 bar.
Estaciones de Compresión (EECC): En estas instalaciones se eleva la presión del gas
hasta 72/80 bar, mediante compresores, para maximizar la capacidad de transporte de los
gasoductos. Enagás cuenta actualmente con 18 estaciones de compresión con una potencia
mecánica total instalada de 508.650 kW ISO. La presión máxima en las estaciones de
compresión está entre 80 y 72 bar, dependiendo de la presión de diseño del gasoducto en el
que se encuentran; la mínima, entre 40-45 bar.
Almacenamientos subterráneos (AASS): Para ajustar la oferta a la demanda y hacer
frente a las puntas de consumo, motivadas por variaciones estacionales, interrupciones en
el suministro, etc., es necesario almacenar grandes cantidades de gas. El gas, en estos
casos, se almacena en el subsuelo aprovechando antiguos yacimientos o se inyecta en
acuíferos profundos o en cavidades generadas en formaciones salinas.
Actividades realizadas por Enagás en la cadena de valor del gas natural (en azul)
6 de 30
2.3. Organización
La Dirección de Organización y RSC, dependiente de la Dirección General de Recursos,
coordina la gestión del cambio climático en Enagás y, en colaboración con el resto de
direcciones de la compañía, es responsable de la gestión y reporte de los temas
relacionados con la sostenibilidad y el medio ambiente, incluyendo el cálculo de la Huella de
Carbono.
7 de 30
3. Compromiso de acción contra el cambio climático
Enagás incrementa año a año su compromiso en la lucha contra el cambio climático a través
de su modelo de gestión y de mejora continua, basado en el compromiso público, las
medidas de reducción de emisiones y el reporte de nuestro desempeño y resultados, así
como la extensión de nuestro compromiso a nuestra cadena de suministro:
Modelo de gestión del cambio climático de Enagás
Hitos del 2015 en materia de cambio climático:
Fijación de un nuevo objetivo de reducción de emisiones a nivel de compañía:
“Enagás reducirá sus emisiones de gases de efecto invernadero un 30% en
el periodo 2016-2018 respecto a 2013-2015”.
Reporte del desempeño, riesgos y oportunidades en materia de cambio climático a
través del CDP, obteniendo una valoración 99B.
Adhesión a la iniciativa de acción contra el cambio climático “We Mean Business”.
Apoyo al desarrollo de una economía baja en carbono a través de la participación en
diferentes plataformas, asociaciones o foros como, por ejemplo, la adhesión al
Grupo español de crecimiento verde.
Fijación de un precio interno de carbono con objeto de incorporar de forma plena las
externalidades medioambientales en las decisiones de negocio e inversión de la
compañía.
8 de 30
4. Inventario de emisiones de gases de efecto invernadero
En 2011, Enagás creó un grupo de trabajo multidisciplinar interno que realiza el
seguimiento mensual de las emisiones de GEI, identifica iniciativas de mejora y revisa el
cumplimiento del objetivo de reducción de emisiones de la compañía, que impacta en la
retribución variable de todos los empleados.
Además, anualmente, Enagás calcula y publica, a través de distintos medios, la Huella de
Carbono de su actividad. Por tercer año consecutivo, Enagás verifica su huella por un
tercero independiente y de acuerdo a la norma UNE-EN ISO 14064 con el objetivo de
dotarla de una validez reconocida, incrementando así la transparencia ante sus grupos de
interés.
En 2015, el 48% de las emisiones incluidas en los alcances 1 y 2 de la Huella de Carbono se
encontraban bajo la regulación europea referente al Sistema Europeo de Comercio de
Derechos de Emisión (EU ETS), estando sometidas a un estricto seguimiento y verificación
por parte de los organismos competentes.
El 52% restante corresponde, entre otros, a emisiones fugitivas, venteos y emisiones
procedentes de otros gases de efecto invernadero distintos al CO2 y, por lo tanto, excluidos
del EU ETS (CH4, N2O y gases de refrigeración). El cálculo de dichas emisiones está basado
en una metodología fiable de acuerdo con las referencias de las normas ISO y del GHG
Protocol.
4.1. Alcance de la Huella de Carbono de Enagás
Enagás realiza las actividades de transporte de gas natural, regasificación, almacenamiento
subterráneo, descarga y carga de buques y carga de cisternas. En ese sentido, todas las
emisiones que conforman la Huella de Carbono de Enagás y que se reportan en este
informe, proceden de dichas actividades.
9 de 30
4.1.1. Gases de efecto invernadero
La Huella de Carbono de Enagás incluye todos los gases de efecto invernadero,
contemplados por el Protocolo de Kioto de cara a la elaboración de inventarios de
emisiones, generados por su actividad: dióxido de carbono (CO2), metano (CH4), óxido
nitroso (N2O) y gases refrigerantes: hidrofluorocarburos (HFC) y perfluorocarburos
(PFC).
4.1.2. Periodo
El alcance de este informe incluye la información relativa al ejercicio 2015.
4.1.3. Límite organizacional (enfoque)
El Grupo Enagás está compuesto por diferentes sociedades en las que tiene distinto
grado de participación y de control. De cara al reporte de Huella de Carbono, se
establece un límite de organización según un enfoque de control financiero.
En este sentido, Enagás tiene control financiero de las sociedades sobre las que posee
el “control contable”, definido según el GHG Protocol como “la capacidad de dirigir las
políticas financieras y operativas de la operación, con miras a obtener beneficios
económicos de sus actividades”. En estos casos, según las Normas Internacionales de
Contabilidad, se aplica un método de consolidación global en las cuentas anuales.
En consecuencia, este informe reporta dentro del alcance 1 el 100% de las emisiones
relativas a las sociedades sobre las que Enagás tiene control financiero (participación
≥ 50%) y que se hayan constituido durante la primera mitad del año de reporte. En
este sentido, como emisiones directas, se incluyen aquellas generadas por las
siguientes sociedades:
Sociedad PaísPorcentaje de
participación
¿CONTROL
FINANCIERO?
Emisiones atribuibles
a Enagás
Enagás, S.A. España 100,00% SI 100% ALCANCE 1
Compañía Transportista de Gas Canarias, S.A. (Gascan) España 100,00% SI 100% ALCANCE 1
Enagás Transporte del Norte, S.L. España 90,00% SI 100% ALCANCE 1
Enagás Transporte, S.A.U. España 100,00% SI 100% ALCANCE 1
Gasoducto Al-Andalus, S.A. España 66,96% SI 100% ALCANCE 1
Gasoducto de Extremadura, S.A. España 51,00% SI 100% ALCANCE 1
Adicionalmente, se incluyen dentro de la categoría de inversiones del alcance 3, las
emisiones procedentes de las sociedades participadas españolas para las que Enagás
no dispone de control financiero. Estas emisiones corresponden a la parte proporcional
a la participación accionarial de Enagás de las emisiones de gases de efecto
invernadero verificadas en el marco del EU ETS de las sociedades participadas: Bahía
de Bizkaia Gas, S.L (50%) y Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. (Saggas)
(30%).
4.1.4. Límite operativo (alcances)
Tras definir los límites organizacionales, Enagás establece los límites operativos de su
organización a incluir en la Huella de Carbono. Para ello, ha identificado las emisiones
asociadas a sus operaciones (por fuentes y por instalaciones), clasificándolas como
emisiones directas o indirectas según los 3 alcances definidos en el GHG Protocol:
Alcance 1: emisiones directas de GEI. Son aquellas emisiones procedentes
de fuentes que son propiedad o están controladas por la organización y que se
producen in situ por la propia actividad de la organización.
10 de 30
Alcance 2: emisiones indirectas de GEI asociadas a la electricidad, vapor
o calor. Incluye las emisiones procedentes de la generación de electricidad,
vapor o calor adquiridos y consumidos por la organización, pero que ocurren
físicamente fuera del perímetro de su actividad.
Alcance 3: otras emisiones indirectas. Incluye el resto de emisiones
indirectas, consecuentes de las actividades de la organización pero que proceden
de fuentes que no son propiedad o no están controladas por la organización. Se
establecen conforme a la categorización llevada a cabo por el GHG Protocol.
4.1.5. Año base
El año base establecido para el seguimiento de la Huella de Carbono de Enagás será el
del primer Informe de Huella de Carbono verificado, 2013.
4.2. Identificación de fuentes de emisión
Se han identificado las siguientes fuentes de emisión en cada uno de los tres alcances
cubiertos:
Alcance 1
1. Emisiones
directas por
combustión estacionaria
• Consumo de gas natural en calderas de proceso (calderas de plantas
de regasificación, de estaciones de compresión, de ERMs, y calderas
de regeneración de metanol y de TEG en almacenamientos
subterráneos).
• Consumo de gas natural en vaporizadores de combustión sumergida
de plantas de regasificación.
• Gas natural quemado en antorcha en operación normal (pilotos de
antorcha y otros conceptos de mantenimiento de llama de plantas de regasificación y almacenamientos subterráneos).
• Gas natural quemado en antorcha en operación de carga de buques
(boil-off1 generado en operaciones de carga de buques metaneros).
• Gas natural quemado en antorcha en mínimo técnico (en situaciones
de producción por debajo del mínimo técnico de cada planta).
• Consumo de gas natural en sistemas de climatización y grupos
electrógenos.
• Consumo de gas natural en turbocompresores y motocompresores
en el proceso de compresión del gas.
• Consumo de gasoil en grupos electrógenos y bombas contra
incendios.
2. Emisiones
directas por
combustión móvil
• Emisiones procedentes del consumo de gasolina, diésel y gas
natural comprimido (GNC) de flota de vehículos de Enagás.
1 El boil off se refiere a los vapores de gas generados en plantas por efecto de calentamiento del GNL.
11 de 30
Alcance 1
3. Emisiones de
proceso
• Gas natural venteado en operación normal y en operaciones
especiales (operaciones de mantenimiento y nuevas conexiones de la red de transporte, venteo de compresores, etc.).
• Gas natural venteado en operación de carga de buques.
• Gas natural venteado en mínimo técnico (venteos en periodos de
producción por debajo del mínimo técnico en plantas de regasificación).
4.Emisiones
fugitivas
• Emisiones fugitivas de las instalaciones de Enagás.
• Emisiones fugitivas de gases fluorados de equipos de refrigeración,
aire acondicionado y equipos contraincendios.
Alcance 2
Consumo eléctrico • Emisiones procedentes del consumo eléctrico en todas las
instalaciones de Enagás.
Alcance 3
1. Adquisición de bienes y servicios
• Emisiones derivadas de la extracción, fabricación y transporte de los
bienes y servicios adquiridos.
• Se reporta por separado las emisiones debidas al consumo de papel.
2. Bienes de capital
o de producción (Capital Goods)
• Emisiones derivadas de la extracción, fabricación y transporte de los
equipos adquiridos para la producción.
3. Actividades
relacionadas con la
producción de
energía (no incluidas en alcance 1 o 2)
• Emisiones debidas a la extracción, producción y transporte de
combustibles consumidos directamente por Enagás: gas natural.
4. Transporte y
distribución aguas
arriba
• Emisiones generadas por el consumo de combustibles derivado de
los servicios de transporte en helicóptero y en barco entre planta y
plataforma de los almacenamientos offshore.
5. Residuos
generados durante la operación
• Emisiones derivadas del transporte, gestión y tratamiento de los
residuos generados en las instalaciones de Enagás.
6. Viajes de trabajo • Emisiones derivadas de los viajes de trabajo de los empleados de
Enagás.
7. Desplazamientos
casa-trabajo-casa de los empleados
• Emisiones derivadas de los desplazamientos casa-trabajo-casa de
los empleados de Enagás.
15. Inversiones
• Emisiones, excluidas del alcance 1 y 2, derivadas de aquellas
sociedades en las que Enagás tiene una participación accionarial
pero no mantiene un control financiero.
12 de 30
4.3. Metodología de cálculo
Una vez identificadas las fuentes de emisión y clasificadas por alcances, se identifican y se
recopilan los datos de actividad de las mismas y los factores de emisión asociados.
Se trata de un enfoque de cálculo de emisiones centralizado mediante el cual las
instalaciones reportan de manera individual datos sobre sus actividades a la Dirección de
Organización y RSC, desde la que se lleva a cabo el inventario global de emisiones. Las
distintas instalaciones reportan sus datos de forma directa o a través de herramientas
informáticas de reporte como el SLM, ORION, GESCON, etc.
Los datos de actividad son medidos, calculados o estimados por cada una de las
instalaciones o bien por la oficina central, de la siguiente manera:
Los autoconsumos de gas natural y los venteos producidos en las instalaciones y en
la red de transporte se miden siempre con equipos de medición propiedad de
Enagás. Dichos datos son volcados diariamente en la herramienta SLM.
La cantidad de gas venteado en gasoductos se obtiene de la herramienta interna
ORION. Cada jefe de zona de la Dirección de Transporte calcula el volumen de gas
venteado conforme al procedimiento aprobado correspondiente y lo comunica vía
mail al GTS, desde el que los datos se incluyen manualmente en ORION.
Los consumos de gasoil en fuentes estacionarias se miden teniendo en cuenta las
facturas de compra y el almacenamiento al comienzo y a final del año. Las
instalaciones reportan dicho dato a través de una adenda asociada al procedimiento
de medición de emisiones de gases de efecto invernadero en el marco del EU ETS.
El combustible utilizado en la flota de vehículos queda registrado automáticamente
en una base de datos, al emplearse tarjetas de repostaje. .
El consumo eléctrico procede de las facturas mensuales remitidas por las distintas
comercializadoras a cada una de las instalaciones. En el caso de ERMs, posiciones y
Centros de Transporte, el dato que procede de la herramienta GESCON que es
actualizada directamente por las comercializadoras.
El gas natural quemado en antorcha en los almacenamientos subterráneos se estima
a partir de una tasa de arrastre de gas natural por parte del trietilenglicol (secante) y
es proporcionado anualmente por cada instalación.
Los consumos de gas natural para sistemas de climatización y grupos electrógenos
son introducidos por las propias instalaciones en la aplicación interna GESTINCID,
siempre que se disponga de contadores separados del resto de consumos de proceso
de ese mismo combustible.
En el caso de las emisiones fugitivas, Enagás ha llevado a cabo una campaña de
medición durante 2013-2015, realizada por una empresa especializada, que aporta
datos reales de fugas en plantas de regasificación, estaciones de compresión, ERMs,
posiciones y almacenamientos subterráneos.
La cantidad de gases refrigerantes en equipos de climatización se ha tomado de los
partes de recarga proporcionados por la empresa de mantenimiento de estos
equipos.
Las fuentes de las emisiones de alcance 3 que se incluyen en la Huella de Carbono
2015 son las siguientes:
- Las emisiones correspondientes a las categorías 1, 2 y 3 del GHG Protocol,
proceden de los resultados del CDP Supply Chain de 2014, un programa del
CDP específico para cadena de suministro, en el que cada proveedor reporta
sus emisiones asociadas al servicio prestado a Enagás.
- El consumo de papel ha sido aportado por el proveedor LYRECO.
13 de 30
- En el caso de los viajes de trabajo, se han incluido los datos aportados por la
agencia de viajes de la compañía.
- Los datos de consumo de combustible en el helicóptero y en el barco del
almacenamiento subterráneo con plataforma marina (Gaviota), han sido
aportados por los correspondientes proveedores de servicios de transporte.
- Las estimaciones de emisiones derivadas del transporte, gestión y tratamiento
de los residuos generados, proceden de los informes anuales del gestor único
de residuos.
- Las emisiones generadas durante los desplazamientos casa-trabajo-casa de
los empleados de Enagás, han sido estimadas a partir de datos de
desplazamientos genéricos.
- Las emisiones correspondientes a las sociedades participadas, en las que
Enagás no tiene control financiero, proceden de los informes verificados de
emisiones de gases de efecto invernadero incluidas bajo el comercio de
derechos europeos (EU ETS).
Los factores de emisión, potenciales de calentamiento global y factores de conversión
empleados han sido cuidadosamente seleccionados asegurando la fiabilidad de las fuentes y
la representatividad y actualización de los datos utilizados. Asimismo, en la medida de lo
posible se ha tratado de priorizar los factores específicos frente a los factores globales.
Estos factores son los siguientes:
Para la combustión del gas natural, el gasoil y la gasolina, se ha empleado el factor
de emisión y el Valor Calorífico Neto (VCN) detallado en el inventario nacional del
año 2015, reportado a la Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio
Climático (CMNUCC).
El resto de emisiones han sido calculadas a partir de los factores de emisión más
recientes publicados por el Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC). Los
potenciales de calentamiento empleados para el CH4, N2O y HCFCs han sido
obtenidos de la misma fuente y corresponden a los valores más actualizados.
El factor de emisión del mix eléctrico utilizado corresponde a último dato publicado
por el Observatorio de la electricidad de WWF (dato enero-noviembre 2015).
Además, este año, se han tenido en cuenta tres contratos (CUPs) cubiertos por
Garantías de Origen asociando un factor de emisión de cero al consumo eléctrico del
edificio de Sede en Olmos, al laboratorio de Zaragoza y a la estación de compresión
de Denia.
A partir de ahí, las emisiones que componen la Huella de Carbono han sido calculadas
aplicando la siguiente fórmula:
Emisiones (tCO2e) = Dato Actividad x Factor Emisión
Enagás ha elaborado un procedimiento para el cálculo y reporte de la Huella de Carbono
que recoge todo el proceso de recopilación de datos de actividad y consumo, cálculo de
emisiones y reporte. Este procedimiento ha sido revisado y aprobado según el sistema de
gestión de calidad de la compañía certificado bajo la norma ISO 9001:2008.
Todas las emisiones descritas en este informe se recogen en una hoja de cálculo en la que
se han detallado todos los datos de actividad, los factores de emisión, de conversión y
potenciales de calentamiento de todos los GEI existentes, así como las emisiones
resultantes.
Este informe de Huella de Carbono de Enagás 2015 ha sido verificado con un nivel de
aseguramiento razonable por AENOR, de acuerdo a los requisitos establecidos en la Norma
UNE-EN ISO 14064:2006.
14 de 30
4.4. Exclusiones
Se excluyen del alcance 1 y 2 las emisiones derivadas de aquellas sociedades en las
que Enagás tiene una participación accionarial pero no mantiene un control
financiero, así como aquellas que hayan sido adquiridas en el segundo semestre del
año de reporte.
Asimismo, se excluye el almacenamiento subterráneo de Castor que, además de
encontrarse en hibernación, es una instalación cuyo mantenimiento fue
encomendado a Enagás por el Gobierno a través del Real Decreto-ley 13/2014 y que,
en ningún caso, forma parte de los activos de la compañía.
Se excluyen del alcance 3, las emisiones que no han podido ser verificadas.
4.5. Nivel de incertidumbre
En el caso de las emisiones sujetas al Comercio Europeo de Emisiones (EU ETS), el nivel de
incertidumbre cumple con el reglamento 601/2012 que establece los requisitos de exactitud
en función del tipo de flujo fuente y de las características de cada instalación.
Para el resto de emisiones, el nivel de incertidumbre que se ha tomado es el error máximo
permitido en las diferentes normas de aplicación, ya que las emisiones se calculan a partir
de:
Datos de actividad y consumo, que son medidos y controlados para gestionar su
facturación.
Factores de emisión procedentes de fuentes contrastadas.
Los equipos de medida son verificados y calibrados periódicamente (auditorías internas y
externas del sistema de gestión de calidad verificado de acuerdo a la norma UNE-EN ISO
9001). En concreto, los contadores de gas se encuentran bajo control metrológico legal (RD
889/2006) de acuerdo a las normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista Español y el
Protocolo de Detalle PD-01 Medición.
En el caso de las emisiones fugitivas, que representan un 22% (67.672 tCO2e) del total de
emisiones de alcance 1 y 2 de la Huella de Carbono, estas se realizan mediante mediciones
puntuales de concentración y conversión a masa a través de factores propios de Enagás, lo
que supone un elevado nivel de incertidumbre que no se ha podido detallar.
A continuación se muestra la incertidumbre asociada a cada categoría de fuente de emisión
incluida en el alcance 1 y 2:
15 de 30
Emisiones
(tCO2e)
Emisiones
(%)Fuente de medición
Porcentaje de
incertidumbreFuente de la incertidumbre
Consumo de gas natural en calderas de proceso 25.609 8% Contadores de turbina 1%
Errores máximos permitidos en
control metrológico legal
889/2006
Consumo de gas natural en vaporizadores de
combustión sumergida de plantas de regasificación4.146 1% Contadores de turbina 1%
Errores máximos permitidos en
control metrológico legal
889/2006
Gas natural quemado en antorcha en operación
normal2.879 1% Medidor de ultrasonidos 10%
Errores máximos permitidos en la
Norma ISO 17089-2
Gas natural quemado en antorcha en operación de
carga de buques601 0% Medidor de ultrasonidos 10%
Errores máximos permitidos en la
Norma ISO 17089-2
Gas natural quemado en antorcha en mínimo
técnico9.353 3% Medidor de ultrasonidos 10%
Errores máximos permitidos en la
Norma ISO 17089-2
Consumo de gas natural en sistemas de
climatización y grupos electrógenos853 0% Contadores de turbina 1%
Errores máximos permitidos RD
889/2006
Consumo de gas natural en turbocompresores 130.192 43% Contadores de turbina 1%Errores máximos permitidos por
metrología legal (RD 889/2006)
Consumo de gasoil en grupos electrógenos y
bombas contra incendios637 0% Facturas del proveedor 1%
Errores máximos permitidos RD
889/2006
2. Emisiones
directas por
combustión móvil
Gasolina, Diesel y GNC 1.496 0% Facturas del proveedor 1%Errores máximos permitidos RD
889/2006
Gas natural venteado en operación normal 27.529 9% Medidor de ultrasonidos 10%Errores máximos permitidos en la
Norma ISO 17089-2
Gas natural venteado en operación de carga de
buques518 0% Medidor de ultrasonidos 10%
Errores máximos permitidos en la
Norma ISO 17089-2
Gas natural venteado en mínimo técnico 594 0% Medidor de ultrasonidos 10%Errores máximos permitidos en la
Norma ISO 17089-2
Emisiones fugitivas (no controladas) 67.672 22%Estudios realizados por
Enagás o por terceros
Incertidumbre no
definidan.a.
Emisiones fugitivas de gases fluorados de equipos
de refrigeración, aire acondicionado y equipos
contraincendios
650 0%Partes de recarga de los
equipos de refrigeración
Incertidumbre no
definidan.a.
Consumo eléctrico 32.444 11% Facturas del proveedor 1%
Errores máximos permitidos por
metrología legal (RD 889/2006)
Contadores clase C polifásicos
con carga equilibrada
305.172
3%
Categorías de fuentes de emisiones
Alcance 2
Huella de Carbono (alcance 1 y 2)
Incertidumbre de la Huella de Carbono (alcance 1 y 2)
Alcance 1
1. Emisiones
directas por
combustión
estacionaria
3. Emisiones de
proceso
4. Emisiones
directas de
fuentes fugitivas
NOTA: La incertidumbre asociada a las emisiones de alcance 3 no ha podido ser definida.
16 de 30
4.6. Cambios con respecto a la Huella de Carbono del año anterior
Se han producido los siguientes cambios en el cálculo de la Huella de Carbono de 2015 con
respecto a la de 2014:
Reclasificación de fuentes de emisiones:
• Los venteos se han reclasificado como "emisiones de proceso" en vez de
"emisiones fugitivas" en el reporte de emisiones totales por fuentes.
Actualización de factores de emisión:
• Para ajustarse a los requisitos del EU ETS y dar coherencia al inventario de
emisiones de la compañía, el factor de emisión del gas natural y del gasoil
extraídos del inventario nacional se calculan a partir de ahora como:
Factor de emisión de CO2 (tCO2/TJ) (sin factor de oxidación) * Factor de oxidación
En lugar de utilizar el factor de emisión, que ya incluía el factor de oxidación,
aportado directamente por el inventario. El impacto de esta modificación en el
resultado final es mínimo y responde principalmente a un ajuste de metodología
que de resultado.
• Actualización de los factores de emisión de transporte por carretera (vehículos)
de acuerdo al informe del MAGRAMA sobre factores de emisión para el registro de
huella de abril de 2015.
• Actualización del factor de emisión del combustible jet-A1 para aviación,
empleado en el cálculo de emisiones de alcance 3, en base a la Decisión de la
Comisión, de 16 de abril de 2009.
• Actualización de los potenciales de calentamiento (GWP) según la última
publicación en el quinto informe del IPCC (AR5): GWPCH4 pasa de 25 a 28 y
GWPN2O pasa de 298 a 265). Esto influye directamente en el cálculo de emisiones
fugitivas y venteos.
Cambio de metodología de cálculo de las emisiones de antorcha:
• En la Huella de 2014 se calculaban las emisiones generadas por antorchas
siguiendo la metodología del IPCC que recomendaba considerar un 2% de
emisiones de metano generadas por la combustión incompleta del gas natural.
Sin embargo, con el fin de homogeneizar el cálculo de emisiones de Huella de
Carbono con el cálculo de Emisiones verificadas bajo el EU ETS, se aplica a partir
de este año la metodología proporcionada por las autorizaciones de emisión de
gases de efecto invernadero, basadas en el Reglamento 601/2012 sobre el
seguimiento y la notificación de las emisiones de gases de efecto invernadero y
aprobadas por los organismos competentes. Bajo este enfoque EU ETS, las
emisiones procedentes de las antorchas se calculan como las del resto de equipos
de combustión estacionaria.
Cambio de metodología de cálculo de emisiones fugitivas:
• Las emisiones fugitivas incluyen desde 2014 los datos recopilados durante la
campaña de medición 2013-2015, excepto por la parte de gasoducto que se
estimaba a partir del valor de referencia de transporte aportado por IPCC. Este
año se ha sustituido por los datos obtenidos de la medición real de emisiones
fugitivas en posiciones (extrapolada al total de posiciones), puesto que en sí
mismo, el propio conducto no fuga.
• En emisiones fugitivas de EECC, la estimación se hacía con la potencia eléctrica
instalada y se ha cambiado a la potencia mecánica total, parámetro más
17 de 30
habitualmente utilizado en este tipo de equipos. Además se ha llevado a cabo un
ajuste al alza en el número total de ERMs (incluyendo ERMs, ERs y EMs)
existentes a lo largo de la red de gasoductos y, de forma conservadora, se ha
extrapolado, al resto estaciones no medidas, el dato medido durante la campaña
2015 antes de reparación en vez de la media de datos antes y después de
reparación de las tres campañas.
Inclusión de nuevas fuentes:
• Se incluye una estimación del consumo de gas natural en climatización y del
consumo eléctrico en las oficinas de la calle Titán en Madrid debido al incremento
en la ocupación de dicho edificio durante el año 2015.
• Inclusión de la categoría 15 de Inversiones en el alcance 3, incluyendo las
emisiones atribuibles a Enagas procedentes las sociedades participadas, de las
que Enagás no tiene control financiero.
18 de 30
5. Cuantificación de la Huella de Carbono 2015
Durante el año 2015 Enagás ha generado un total de 305.172 toneladas
equivalentes de CO2 derivadas de su actividad (alcance 1 y 2), correspondiente a
una reducción significativa del 47% con respecto al año anterior.
A continuación se presentan los resultados detallados de Huella de Carbono 2015.
Huella de Carbono 2015 por alcance:
Las emisiones directas de alcance 1 ascienden a
272.728 tCO2e.
Las emisiones indirectas relativas al consumo eléctrico
(alcance 2) corresponden a 32.444 tCO2e.
Las emisiones indirectas de alcance 3 se estiman en
21.347 tCO2e.
5.1. Emisiones de alcance 1 y 2
Evolución de las emisiones por alcance:
En 2015, las emisiones de alcance 1
han disminuido un 49% con respecto
a 2014 debido principalmente a
cambios en la actividad de la plantas
de regasificación.
Las emisiones correspondientes al
consumo eléctrico se han mantenido
prácticamente constantes.
Huella de Carbono 2015 por instalaciones:
Actualmente, las emisiones generadas por
la estaciones de compresión suponen casi
la mitad de las emisiones totales de
huella, debido principalmente al autoconsumo
de gas natural en turbocompresores.
A diferencia con el año anterior, este año las
plantas de regasificación han representado
únicamente el 16%.
Les sigue la propia red de transporte, donde los
venteos por operaciones especiales y las
emisiones fugitivas en posiciones han generado
el 14% de las emisiones de la compañía.
19 de 30
Evolución de las emisiones
por instalaciones:
En 2015, Enagás ha
reducido su Huella de
Carbono un 47% con
respecto al año
anterior.
2013 2014 2015
177.551 163.114 139.206 -15%
199.632 285.059 48.628 -83%
35.831 47.148 43.544 -8%
34.453 33.995 39.512 16%
64.197 38.111 31.612 -17%
1.584 1.616 1.496 -7%
2.006 1.990 1.174 -41%
515.254 571.033 305.172 -47%
Variación
último año
TOTAL
AASS
Oficinas y CT
Flota
EECC
Emisiones alcance 1 y 2 (tCO2e)Instalaciones
Plantas de regasificación
ERMs
Red de transporte
A pesar de ser la principal fuente de emisiones de GEI, las estaciones de compresión
han reducido sus emisiones con respecto a 2014 en un 15% gracias al empleo de
los mecanismos de flexibilidad de los que dispone hasta la fecha el Gestor Técnico del
Sistema relativo a la gestión operativa del gas de maniobra, que ha permitido un mejor
equilibrio del balance entradas/salidas de las distintas áreas físicas y con ello una menor
necesidad de compresión del gas. En este sentido, aplicando una vez más las alternativas
más eficientes de operación combinada de EECC, optimización de uso de las válvulas de
control del gasoducto y alineación de nudos, se han logrado reducir los autoconsumos en
turbocompresores.
Las emisiones generadas en las plantas de regasificación han disminuido un
83% con respecto al año anterior, debido principalmente a las medidas puestas en
marcha para la reducción de los días de funcionamiento de las plantas por debajo de
mínimo técnico2 (757 días en 2015 frente a 920 días en 2014) y de la cantidad de gas
quemado durante esos días (49 GWh en 2015 frente a 924 GWh en 2014).
También han jugado un papel significativo la menor actividad en relación a la carga de
buques metaneros desde las plantas de regasificación (8 cargas de buques en 2015
frente a 36 en 2014) y las medidas llevadas a cabo para minimizar las mermas asociadas
a este concepto.
Las emisiones generadas en la propia red de gasoducto se han reducido en un
8% debido a la disminución de los venteos generados por operaciones especiales
(102.325 m3 en 2015 frente a 865.070 m3 en 2014).
En ERMs, las emisiones han aumentado un 16% debido a un aumento del consumo
de gas natural en calderas y a un aumento en las emisiones fugitivas cuya estimación
varía al avanzar la campaña de medición y cuya metodología de cálculo ha sido ajustada.
En almacenamientos subterráneos, las emisiones de 2015 han disminuido un
17% como consecuencia de la menor actividad de inyección llevada a cabo durante 2015
(-13% en Serrablo y -23% en Gaviota en comparación con la inyección neta de 2014),
así como por las buenas prácticas de operación llevadas a cabo en dichas instalaciones.
En oficinas y centros de transporte la reducción del 41% de las emisiones se
debe principalmente a la actualización del factor de emisión y a la obtención de
certificados de Garantía de Origen asignación al suministro eléctrico de los edificios de
sede y laboratorio de Zaragoza, que en 2014 no se tuvieron en cuenta.
2 Se define como “Mínimo Técnico”, el nivel de producción mínimo necesario que permita recuperar el gas de boil-off (BOG), generado en cualquier circunstancia de operación, al tiempo que mantiene en frío todas las instalaciones, y garantiza el 100% de disponibilidad inmediata del resto de los equipos en condiciones de seguridad de funcionamiento estable.
20 de 30
Emisiones por tipo de gas de efecto invernadero:
Aproximadamente el 70% de la Huella de Carbono
de Enagás corresponde a emisiones de CO2,
generadas principalmente durante la combustión
de gas natural en fuentes estacionarias, es decir,
turbocompresores, calderas, antorchas, etc.
Las emisiones de CH4, que representan
aproximadamente el 30% de la huella, se deben
principalmente a los venteos de gas natural por
operaciones de mantenimiento, de seguridad o por
la imposibilidad de recuperación del gas de boil-off
generado en plantas (10% de la huella), así como
a las emisiones fugitivas (21% de la huella).
Las emisiones de N2O y gases refrigerantes
son prácticamente despreciables en comparación
con los otros dos gases. Estas emisiones proceden
de la combustión incompleta del gas natural y del
gasoil, y de las fugas producidas en los equipos de
refrigeración, respectivamente.
Emisiones por fuente:
El 43% de las emisiones se generan por el
autoconsumo de gas natural en turbocompresores
presentes en estaciones de compresión y almacenamientos
subterráneos.
Las emisiones fugitivas de metano cuantificadas y
posteriormente reparadas durante la campaña de medición
2013-2015 son responsables del 22% de las emisiones
de GEI.
A esas dos fuentes principales les siguen el consumo
eléctrico (11%), los venteos (9%) que se producen
durante la operación3 y mantenimiento de las instalaciones,
las calderas de proceso (8%) instaladas en plantas,
almacenamientos, estaciones de compresión y ERMs, y las
emisiones de gas natural quemado en antorcha4 (4%).
La categoría resto (3%), incluye vaporizadores de
combustión sumergida que consumen gas natural, flota de
vehículos, emisiones fugitivas de gases fluorados, sistemas
de climatización y generadores de emergencia de gas
natural, y grupos electrógenos y bombas contra incendios
que consumen gasoil.
3 Incluye los venteos producidos durante el funcionamiento de las plantas de regasificación por debajo mínimo técnico, en el que la recuperación total del gas de boil-off no siempre es posible, y la carga de buques.
4 Incluye la quema de gas natural durante el funcionamiento de las plantas de regasificación por debajo mínimo técnico, en el que la recuperación total del gas de boil-off no siempre es posible, y la carga de buques.
21 de 30
Evolución de las emisiones por fuente:
La quema de gas
natural en
turbocompresores,
las emisiones
fugitivas, el consumo
eléctrico y los
venteos han
supuesto el 85% de
las emisiones totales
de la Huella de
Carbono de la
compañía.
Las emisiones en turbocompresores se han reducido un 21% con respecto a 2014.
Esto se debe principalmente a las buenas prácticas de operación llevadas a cabo en
estaciones de compresión. En ese sentido, el Gestor Técnico del Sistema ha hecho uso
del gas de maniobra para mejorar la gestión operativa de la red de gasoducto y ha
optimizado el uso de las válvulas de control y la alineación de nudos de la red para lograr
reducir la necesidad de compresión del gas durante su transporte y así los autoconsumos
en turbocompresores asociados.
El incremento de las emisiones fugitivas (19%) en 2015 con respecto a 2014, se
debe principalmente a la actualización del potencial de calentamiento global (GWP) del
metano según el último informe disponible del IPCC (AR5), pasando este de 25 (dato
utilizado en la huella de 2014 según AR4) a 28. Eliminando el efecto de este factor, las
emisiones fugitivas en 2015 ascenderían a 60.422 tCO2e lo que representa un 7% de
incremento con respecto a 2014. Este incremento se debe al ajuste al alza realizado en el
número total de ERMs (incluyendo ERMs, ERs y EMs) y a la metodología más
conservadora de extrapolación de emisiones a las estaciones que no disponen de medida.
Las emisiones derivadas del consumo eléctrico de las instalaciones y edificios de
Enagás, que se han mantenido constantes, son fruto tanto del proceso productivo como
de servicios auxiliares como iluminación, calefacción, etc. En ese sentido, Enagás ha
implantado distintas medidas de eficiencia energética destinadas a reducir este consumo.
El alcance 2 de la huella también incluye este año el consumo de energía eléctrica de
origen renovable certificado por las comercializadoras. En ese sentido, Enagás tiene
22 de 30
certificado el consumo del edificio de sede, del laboratorio de i+d de Zaragoza y de la
estación de compresión de Denia con electricidad de origen renovable.
En 2015, Enagás ha conseguido una importante reducción
del autoconsumo de gas natural y, por tanto, de emisiones
de GEI en plantas de regasificación mediante la aplicación
de diversas mejoras en la operación. Un ejemplo de ello es
la propuesta y gestión de desvíos de buques metaneros de
unas plantas a otras, consiguiendo mantener un mayor
nivel de producción en todas las plantas evitando la quema
en antorcha de gas de boil-off que se genera cuando
existe un bajo nivel de producción. Además, se han
ajustado los parámetros de operación y se han implantado
medidas de eficiencia energética, descritas en el apartado
7, destinadas a la mayor recuperación de dicho gas. Así, las
emisiones generadas por la quema de gas en antorcha ha
supuesto la reducción de 226.809 tCO2e con respecto a
2014.
Enagás ha reducido un
95% las emisiones
procedentes de la
quema de gas en
antorcha.
Además de lo anteriormente comentado respecto a la generación de boil-off en plantas
de regasificación, la concienciación del personal de infraestructuras sobre el alto potencial
de calentamiento global del CH4 con respecto al del CO2 también ha logrado reducir la
cantidad de gas venteado, implicando la reducción del 40% de las emisiones asociadas
a este concepto. En particular, las emisiones por venteos en operaciones especiales en la
red de gasoducto se han visto reducidas en un 87% con respecto a 2014.
23 de 30
Intensidad de emisiones:
Las emisiones por facturación han disminuido un
47% con respecto a 2014 debido principalmente a
la reducción de las emisiones generadas por la
diferencia en el funcionamiento de las plantas de
regasificación que han sabido optimizar su
operación para hacer frente a las variaciones de
mercado y al incremento de la facturación en un
2% con respecto al año anterior.
La intensidad de emisiones por empleado ha
disminuido un 52% debido a la reducción tan
significativa de la huella de carbono y al incremento
de plantilla del 11% el pasado año.
La intensidad de emisiones por salidas totales5 de gas ha
disminuido en un 42% debido a
la reducción tan significativa de
la Huella de Carbono, por
encima de la reducción de
salidas de gas en GWh que ha
disminuido un 8%.
5 Las salidas totales de gas incluyen los siguientes conceptos: 1) Transporte Actividad Regulada: Demanda Mercado
Nacional, Salidas conexiones internacionales, Salidas valle Guadalquivir, Cargas de Buques y Gas de operación + gas talón, y 2) Salidas GME tránsito a Portugal REN.
24 de 30
Huella de Carbono 2015 de Enagás
48.628 tCO2e 222.262 tCO2e 31.612 tCO2e 2.670 tCO2e
25 de 30
5.2. Emisiones de alcance 3
Alcance 3
1. Adquisición de bienes y servicios
Emisiones derivadas de la extracción, fabricación y transporte de los bienes y servicios adquiridos.
1.526 tCO2e
Emisiones debidas al consumo de papel. 29 tCO2e
2. Bienes de capital o de producción (Capital Goods)
Emisiones derivadas de la extracción, fabricación y
transporte de los equipos adquiridos para la producción. 860 tCO2e
3. Actividades
relacionadas con la producción de energía (no incluidas en
alcance 1 o 2)
Emisiones debidas a la extracción, producción y transporte
de combustibles consumidos directamente por Enagás: gas natural.
16 tCO2e
4. Transporte y
distribución aguas arriba
Emisiones generadas por el consumo de combustibles derivado de los servicios de transporte en helicóptero y en barco (desde la planta hasta la plataforma del
almacenamiento subterráneo de Gaviota).
1.335 tCO2e
5. Residuos generados
durante la operación
Emisiones derivadas del transporte, gestión y tratamiento
de los residuos generados en las instalaciones de Enagás. 555 tCO2e
6. Viajes de trabajo Emisiones derivadas de los viajes de trabajo de los
empleados de Enagás. 2.956 tCO2e
7. Desplazamientos
casa-trabajo-casa de los empleados
Emisiones derivadas de los desplazamientos casa-trabajo-casa de los empleados de Enagás.
12.177 tCO2e
15. Inversiones
Emisiones, excluidas del alcance 1 y 2, derivadas de aquellas sociedades en las que Enagás tiene una participación accionarial pero no mantiene un control financiero. En este caso, el alcance son únicamente las
emisiones verificadas bajo el EU ETS de las sociedades participadas españolas.
1.893 tCO2e
TOTAL ALCANCE 3 21.347 tCO2e
Las emisiones de alcance 3 se encuentran fuera del control de la compañía. Sin embargo
Enagás tiene el propósito de conocer y controlar estas emisiones y de participar en la
concienciación de su cadena de suministro en relación a necesidad de reducción de las
mismas.
Por ello, participa un año más en programa CDP Supply Chain, habiendo recibido respuesta
del 47% de los proveedores contactados.
Además este año, Enagás ha puesto en marcha el proyecto “PAPERLESS” a través del
que se pretende reducir el consumo de papel en oficinas y que ya ha dado los primeros
resultados observándose una reducción del 22% en las emisiones asociadas de este
concepto.
Por otro lado, en relación a la gestión de los residuos, el incremento en las emisiones de
esta categoría con respecto al año anterior se debe al aumento de la cantidad de residuo de
aguas con metanol generado en el almacenamiento subterráneo de Serrablo. Este residuo
se produce durante la extracción del gas natural del almacenamiento y su aumento es
proporcional a la actividad que este año ha sido más elevada.
También han aumentado los viajes de trabajo debido a la expansión internacional que está
experimentando la compañía y que requiere de una mayor movilidad de sus empleados año
a año.
26 de 30
Adicionalmente, este año se ha incluido una parte de las emisiones asociadas a la categoría
de Inversiones del GHG Protocol. Estas emisiones corresponden a la parte proporcional a la
participación accionarial de Enagás de las emisiones de gases de efecto invernadero
verificadas en el marco del EU ETS de las sociedades participadas: Bahía de Bizkaia Gas, S.L
(50%) y Planta de Regasificación de Sagunto, S.A. (Saggas) (30%).
6. Ajuste de las emisiones del año base
Enagás ha definido, en su procedimiento de cálculo y reporte de la Huella de Carbono, una
política de ajuste de las emisiones del año base a partir de la cual se establecen los
fundamentos y el contexto para cualquier recalculo de la Huella de Carbono de dicho año.
Durante el año 2015, el alcance de la actividad no se ha visto reducido y no ha habido
cambios metodológicos aplicables en 2013 ni se han descubierto errores significativos que
hayan resultado en una variación mayor o igual al ±5% en el resultado de la Huella de
Carbono del año base.
Los ajustes realizados en la Huella de Carbono 2015, corresponden a ajustes metodológicos
no significativos y actualización de factores de emisión a los datos más recientemente
publicados no siempre aplicables en 2013.
27 de 30
7. Acciones dirigidas a la reducción de emisiones de GEI
En 2015, Enagás ha puesto en marcha su Plan de Eficiencia Energética 2015-2017,
enmarcado en el Plan de Gestión Sostenible. Este Plan tiene como objetivo establecer las
líneas directrices y actuaciones para establecer estándares comunes de gestión y
seguimiento en materia de eficiencia energética, que permitan reducir el consumo de
energía en las instalaciones de Enagás para así cumplir con la legislación vigente y con los
objetivos internos de la compañía.
En el marco legal, este Plan está alineado con el cumplimiento de la Directiva 2012/27/UE
de Eficiencia Energética, que establece un marco común de medidas para el fomento de la
eficiencia energética dentro de la Unión, a fin de asegurar la consecución del objetivo de
aumentar en un 20% la eficiencia energética para 2020.
A partir de 2016, este Plan también se encuentra vinculado y se retroalimenta de los
resultados de los informes de auditorías energéticas llevadas a cabo a finales de 2015 por
requisitos del Artículo 8 de la mencionada Directiva.
En concreto, el Plan de Eficiencia Energética 2015-2017 está compuesto por distintas
actuaciones que se desarrollan en base a medidas concretas incluidas en tres programas
anuales.
El plan establece tres grandes ámbitos de actuación:
la reducción del autoconsumo de gas natural,
el ahorro en el consumo eléctrico y
la generación de electricidad mediante el aprovechamiento de la energía residual de
nuestra actividad.
Dentro del Programa 2015, se han llevado a cabo distintas Medidas de Eficiencia
Energética con una inversión aproximada de 8,7 millones de euros.
De entre el conjunto de medidas que conforman el Plan, se presentan a continuación las
más relevantes por la inversión, el ahorro energético o la reducción de emisiones asociados.
Todas las medidas implantadas en 2015 se han evaluado caso por caso, en sus
correspondientes fichas de seguimiento, siguiendo una metodología específica de cálculo de
la línea de base, ahorros energéticos y reducción de emisiones GEI para cada una de ellas.
28 de 30
Código Acciones dirigidas a la reducción de emisiones de GEI
(Medidas de Eficiencia Energética) Tipo de ahorro
energético
Ahorros
energéticos logrados en
2015
Reducciones
de emisiones logradas en
2015
MAE_001 Utilización de nitrógeno, en vez de gas natural, en el sello molecular de antorcha en la Planta de Cartagena.
Ahorro gas natural
1,58 GWh 319 tCO2e
MAE_003
Instalación de un intercambiador de calor con agua de mar para el enfriamiento del
gas de boil-off generado por la propia actividad de la Planta de Cartagena antes de su entrada al relicuador, aumentando la capacidad de recuperación del gas en dicho equipo y evitando así la quema en antorcha de la cantidad de gas no recuperada.
58,13 GWh 11.730 tCO2e
MAE_011A
Desvío de un barco metanero de la planta de regasificación de Barcelona a la de
Cartagena, asegurando así un nivel mínimo de actividad en dicha planta que de no alcanzarse generaría pérdidas de gas natural (mediante su quema en antorcha) por estar operando por debajo del mínimo técnico establecido. (SOE marzo)
69,00 GWh 13.831 tCO2e
MAE_011B
Desvío de un barco metanero de la planta de regasificación de Barcelona a la de
Cartagena, asegurando así un nivel mínimo de actividad en dicha planta que de no alcanzarse generaría pérdidas de gas natural (mediante su quema en antorcha) por estar operando por debajo del mínimo técnico establecido. (SOE septiembre)
19,71 GWh 3.977 tCO2e
MAE_012
Reducción de emisiones fugitivas mediante la reparación de componentes en los que
se han detectado fugas en distintas instalaciones de Enagás entre las que se
encuentran plantas, almacenamientos subterráneos, estaciones de compresión, ERMs y posiciones de la red de gasoducto.
7,01 GWh 11.858 tCO2e
MAE_002
Valorización del gas de boil-off generado por la propia actividad de la Planta de
Cartagena a través de su uso como combustible en los vaporizadores de combustión sumergida (VCS), evitando así el uso de vaporizadores de agua de mar que conllevan un consumo eléctrico por la necesidad de la puesta en marcha de una bomba de captación de agua de mar y una bomba de retorno.
Ahorro consumo eléctrico
0,05 GWh 13 tCO2e
MAE_021
Instalación de un equipo de generación eléctrica (turboexpansor) en la Planta de Barcelona que aprovecha la energía potencial de la expansión del gas natural y
reduce el consumo de energía eléctrica procedente de la red con una fuente propia y limpia de energía eléctrica.
Autogeneración eléctrica
3,02 GWh 725 tCO2e
REDUCCIÓN DE EMISIONES POR ACCIONES DIRIGIDAS EN 2015 42.453 tCO2e
29 de 30
8. Declaración de verificación externa
30 de 30