Informe de Huella de Carbono de Enagás 2014

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 con el cambio climático .................................................. 7

4. Gestión de las emisiones de GEI ......................................................... 8

4.1. Alcance de la Huella de Carbono de Enagás .................................................... 8

4.1.1. Gases de efecto invernadero (GEI) ........................................................... 8

4.1.2. Periodo ................................................................................................. 8

4.1.3. Límite organizacional (enfoque) ............................................................... 9

4.1.4. Límite operativo (alcances) ..................................................................... 9

4.1.5. Año base ............................................................................................... 9

4.2. Identificación de fuentes de emisión ............................................................ 10

4.3. Metodología de cálculo ............................................................................... 11

4.4. Exclusiones ............................................................................................... 13

4.5. Nivel de incertidumbre ............................................................................... 13

4.6. Cambios con respecto a la Huella de Carbono 2013 ....................................... 16

5. Cuantificación de la Huella de Carbono 2014 .................................... 17

6. Ajuste de las emisiones del año base ................................................ 24

7. Acciones dirigidas a la reducción de emisiones de GEI ...................... 25

8. Informe de verificación externa ........................................................ 28

3 de 30

1. Propósito de este informe

El objeto de este informe, de periodicidad anual, es reportar la Huella de Carbono 2014 de Enagás.

A través del presente documento la organización pretende comunicar a todos sus grupos de interés su compromiso con el cambio climático y su esfuerzo diario por la mejora continua, a través del 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 (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 dispone de las siguientes infraestructuras:

• Más de 10.000 km de gasoductos por todo el territorio español.

• Tres almacenamientos subterráneos: Serrablo (Huesca), Yela (Guadalajara) y Gaviota (Vizcaya).

• Cuatro plantas de regasificación en Cartagena, Huelva, Barcelona y El Musel (Gijón).

Además, es propietaria del 40% de la Planta de Regasificación BBG (Bilbao), del 40% de la Planta de Altamira (México) y del 40% de la Planta de GNL Quintero (Chile), a través de una sociedad conjunta con Oman Oil Company, en la que posee el 51%.

Por otro lado, Enagás también es propietaria del 50% de la empresa que está desarrollando el gasoducto en Morelos (desde junio de 2012) y del 50% de la empresa que está desarrollando la Estación de Compresión de Soto La Marina (desde agosto de 2013), ambos situados en México.

A lo largo del 2014, Enagás también adquirió el 41,94% de la sociedad Gascan, encargada de la construcción de dos plantas de regasificación en Canarias, el 20% de la Compañía Transportadora de Gas de Perú (TgP), el 30% de la Compañía Operadora de Gas del Amazonas (Coga), el 25% del Gasoducto del Sur Peruano y el 16% de Trans Adriatic Pipeline (TAP).

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 428 ERMs. La construcción y puesta en servicio de instalaciones de este tipo es continua como consecuencia de las peticiones de nuevos puntos de entrega de gas por parte de las compañías distribuidoras y transportistas de gas.

Gasoductos: Los gasoductos son tubos de acero de alta presión que permiten transportar el gas natural. A finales de 2014, la red de Enagás estaba 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.

6 de 30

2.3. Organización

La Dirección General de Recursos coordina la gestión del cambio climático en Enagás, en colaboración con el resto de direcciones de la compañía. En concreto, el Director de Organización y RSC, dependiendo del Director General de Recursos, es responsable de la gestión y reporte de los temas relacionados con la sostenibilidad y el medio ambiente, incluyendo el cálculo de la huella de carbono.

7 de 30

3. Compromiso con el cambio climático

Enagás desarrolla la red de transporte de gas natural y gestiona sus infraestructuras de forma segura, eficiente, rentable y comprometida con el medio ambiente. Este compromiso se materializa en la minimización de los impactos ambientales derivados de la emisión de gases de efecto invernadero, principales responsables del cambio climático.

La compañía, en su Estrategia de RSC Visión 2020, identifica las competencias diferenciales en el ámbito de la sostenibilidad que le permitan apoyar el desarrollo del negocio de la compañía, teniendo en cuenta como uno de los factores clave de la evolución del mercado del gas la tendencia hacia una economía baja en carbono.

La estrategia se articula alrededor de tres objetivos estratégicos:

• Ser un ejemplo de compañía segura y fiable para todos aquellos que se relacionan con ella (compañía segura y fiable).

• Prepararse para aprovechar las oportunidades de un modelo de negocio sostenible y bajo en carbono (negocios sostenibles).

• Disponer de un equipo humano que permita aprovechar las oportunidades de los nuevos mercados más competitivos y más sostenibles (capacidades excelentes).

8 de 30

4. Gestión de las emisiones de GEI

El compromiso de Enagás con el cambio climático y la reducción de los gases de efecto invernadero se incrementa año a año. Desde 2011, la compañía dispone de un grupo de trabajo multidisciplinar interno que realiza el seguimiento mensual de estas emisiones, identifica iniciativas de mejora y revisa el cumplimiento del objetivo de reducción de emisiones de la compañía, que impacta en la retribución variable de todos los empleados.

En 2014, se elaboró por primera vez la Huella de Carbono del Grupo Enagás de 2013, siguiendo las directrices del GHG Protocol y la norma UNE-EN ISO 14064, constituyendo un paso más en el compromiso de la compañía con la minimización de las emisiones de GEI. Este año, se ha actualizado la Huella de Carbono con los datos del 2014 de forma que comienza a crearse un histórico de huella que permita observar la evolución de las emisiones de GEI generadas en las distintas instalaciones.

La Huella de Carbono de Enagás se ha llevado a cabo mediante una metodología de cuantificación de emisiones que permite incrementar la fiabilidad y trazabilidad de las emisiones de gases de efecto invernadero derivadas de su actividad. El 73% de las emisiones incluidas en los alcances 1 y 2 de la Huella de Carbono han sido verificadas con un nivel de aseguramiento razonable por proceder de instalaciones y fuentes incluidas en el EU ETS. El 27% restante corresponde, entre otros, a emisiones fugitivas 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).

Enagás aborda la verificación de su Huella de Carbono de acuerdo a la norma UNE-EN ISO 14064 con el objetivo de dotarla de una validez reconocida, incrementando así la transparencia ante sus grupos de interés.

La Huella de Carbono de 2014 incorpora, por primera vez, la identificación y cuantificación de iniciativas de reducción de emisiones (acciones dirigidas).

4.1. Alcance de la Huella de Carbono de Enagás

Como se mencionaba anteriormente, 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.

4.1.1. Gases de efecto invernadero (GEI)

La Huella de Carbono de Enagás incluye todos los gases de efecto invernadero (en adelante, GEI), 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)

� Gases refrigerantes: Hidrofluorocarburos (HFC) y Perfluorocarburos (PFC)

4.1.2. Periodo

El alcance de este informe incluye la información relativa al ejercicio 2014.

9 de 30

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 las emisiones relativas a las operaciones sobre las que Enagás tiene control financiero, que han resultado ser para el año 2014, las sociedades en las que tiene una participación del 100% y la sociedad Enagás Transporte del Norte (ETN) en al que posee el 90% de la propiedad.

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.

• 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.

10 de 30

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 precalentamiento de las ERM, calderas de plantas y calderas de regeneración de metanol y de TEG)

• Consumo de gas natural en vaporizadores de combustión sumergida de plantas de regasificación

• Consumo de gas natural en generadores de emergencia

• Consumo de gas natural en turbocompresores en el proceso de compresión del gas

• Gas natural quemado en antorcha en operación normal (pilotos de antorcha y otros conceptos de mantenimiento de llama de plantas de regasificación)

• 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)

• Gas natural quemado en antorcha por pérdidas (en operaciones habituales de plantas de regasificación)

• Gas natural quemado en antorcha por mantenimiento de plantas de regasificación

• Consumo de gas natural en sistemas de climatización

• Consumo de gasoil en grupos electrógenos y bombas contra incendios

2. Emisiones directas por combustión móvil

• Emisiones procedentes del consumo de gasolina de flota de vehículos de Enagás

• Emisiones procedentes del consumo de gasoil de flota de vehículos de Enagás

3. Emisiones directas de fuentes fugitivas

• Gas natural venteado en mínimo técnico (venteos en periodos de producción por debajo del mínimo técnico en plantas de regasificación)

• Gas natural venteado en operaciones de mantenimiento y nuevas conexiones de la red de transporte

• Emisiones fugitivas de las instalaciones de Enagás

• Emisiones fugitivas de gases fluorados de equipos de refrigeración, aire acondicionado y equipos contraincendios

Alcance 2

• 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.

1 El boil off se refiere a los vapores de gas generados en plantas por efecto de calentamiento del GNL.

11 de 30

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, gasolina y gasoil.

• Emisiones debidas a la extracción, producción y transporte de combustibles utilizados para la generación de la electricidad consumida por Enagás.

4. Transporte y distribución aguas arriba

• Emisiones generadas por la empresa de alquiler de vehículos (que componen la flota de Enagás). Se excluye el consumo de combustible de estos vehículos por estar incluido dentro del alcance 1. (No incluido en la Huella de Carbono 2014. Se identifican de cara a informes futuros.)

• Emisiones generadas por las empresas que prestan los servicios de transporte en helicóptero y en barco (desde la planta hasta la plataforma del almacenamiento subterráneo de Gaviota). (No incluido en la Huella de Carbono 2014. Se identifican de cara a informes futuros.)

• 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).

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, así como aquellas que hayan sido adquiridas en el segundo semestre del año de reporte. (No incluido en la Huella de Carbono 2014. Se identifican de cara a informes futuros.)

4.3. Metodología de cálculo

Una vez identificadas las fuentes de emisión y clasificadas por alcances, deben identificarse y recopilarse los datos de actividad de las mismas, así como los factores de emisión asociados a cada uno de ellos.

Se trata de un enfoque de cálculo de emisiones centralizado mediante el cual las instalaciones reportan de manera individual datos sobre sus actividades y/o uso de combustibles a la Dirección de Organización y RSC, desde la que las emisiones de GEI son calculadas. Así, Enagás dispone de distintas herramientas de recopilación de datos como el SLM, ORION, GESCON, etc.

Los datos de actividad han sido, según el caso, 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.

• 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.

• 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.

• El combustible usado en la flota de vehículos se registra automáticamente a través de la tarjeta SOLRED.

12 de 30

• El consumo eléctrico, procede de las facturas mensuales remitidas por las distintas comercializadoras a cada una de las instalaciones. En el caso de las ERMs y Centros de Transporte, el dato que procede de diferentes facturas de distintas posiciones se registra en la herramienta interna GESCON de forma agregada.

• El gas natural quemado en antorcha en los almacenamientos subterráneos se estiman a partir de una tasa de arrastre de gas natural por parte del TEG (secante) y son proporcionados anualmente por cada instalación.

• Los consumos de gas natural para sistemas de climatización son introducidos por las propias instalaciones en la herramienta 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 está llevando a cabo una campaña de medición durante 2013-2015 por una empresa especializada, que aporta datos reales de fugas en plantas de regasificación, estaciones de compresión, ERMs, posiciones y almacenamientos subterráneos. Las emisiones fugitivas en la red de gasoductos han sido estimadas basándose en los datos de referencia publicados por el IPCC. Manteniendo el espíritu conservador, se han tomado los niveles bajos del rango ofrecido por el IPCC puesto que las mediciones in-situ disponibles han demostrado situarse en todos los casos por debajo o muy cerca de dicho nivel.

• La cantidad de gases refrigerantes en equipos de climatización se han tomado de los partes de recarga que se llevan a cabo por la empresa de mantenimiento de estos equipos.

• Las emisiones de alcance 3 que se incluyen en la Huella de carbono 2014 se han tomado de:

- Las emisiones correspondientes a las categorías 1, 2 y 3, proceden de los resultados del CDP Supply Chain de 2013, un programa del Carbon Disclosure Project específico para cadena de suministro, en el que cada proveedor reporta sus emisiones asociadas al servicio prestado a Enagás.

- En el caso de los viajes de trabajo, se han incluido los datos aportados por la agencia de viajes de la compañía.

- Las emisiones correspondientes al consumo de combustible en el helicóptero y en el barco del almacenamiento de 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.

- Las emisiones generadas durante los desplazamientos casa-trabajo-casa de los empleados de Enagás, han sido estimadas a partir de datos de desplazamientos genéricos.

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 2014, 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.

13 de 30

• El factor de emisión del mix eléctrico utilizado corresponde a último dato publicado por R.E.E. (dato 2013).

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 2014 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.

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.

• Se excluyen del alcance 3, las emisiones de las que no se dispone de datos fiables, identificadas en la tabla del apartado relativo a Identificación de fuentes de emisión.

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 9,9% del total de emisiones de alcance 1 y 2 de la Huella de Carbono, estas se realizan mediante mediciones puntuales, lo que supone un elevado nivel de incertidumbre que no se ha podido detallar.

A continuación se muestra la incertidumbre asociada a cada categoría de fuente de emisión incluida en el alcance 1 y 2:

14 de 30

Categorías de fuentes de emisiones tCO2e % total

emisiones Fuente de medición

Nivel de incertidumbre Fuente de la incertidumbre

Alcance 1

1. Emisiones directas por combustión estacionaria

Consumo de gas natural en calderas de proceso 23.244 4%

Contadores de turbina 2

Errores máximos permitidos en control metrológico legal 889/2006

Consumo de gas natural en vaporizadores

1.832 0% Contadores de turbina

5 Errores máximos permitidos en control metrológico legal 889/2006

Consumo de gas natural en generadores de emergencia 234 0%

Contadores de turbina 2

Errores máximos permitidos por metrología legal (RD 889/2006)

Consumo de gas natural en turbocompresores 164.675 29%

Contadores de turbina 2

Errores máximos permitidos por metrología legal (RD 889/2006)

Gas natural quemado en antorcha en operación normal

1.052 0% Medidor de ultrasonidos

2 Errores máximos permitidos por metrología legal (RD 889/2006)

Gas natural quemado en antorcha en operación de carga de buques

65.060 11% Medidor de ultrasonidos

2 Errores máximos permitidos en la

Norma ISO 17089-2

Gas natural quemado en antorcha en mínimo técnico 173.332 30%

Medidor de ultrasonidos 10

Errores máximos permitidos en la Norma ISO 17089-2

Gas natural quemado en antorcha por pérdidas

199 0% Medidor de ultrasonidos

10 Errores máximos permitidos en la Norma ISO 17089-2

Gas natural quemado en antorcha por mantenimiento 0 0%

Medidor de ultrasonidos 10

Errores máximos permitidos en la Norma ISO 17089-2

Consumo de gas natural en sistemas de climatización 747 0%

Contadores de turbina 2

Errores máximos permitidos RD 889/2006

Consumo de gasoil en grupos electrógenos y bombas contra incendios

284 0% Facturas del proveedor 2

Errores máximos permitidos RD 889/2006

2. Emisiones directas por combustión móvil

Gasolina 291 0% Facturas del proveedor

2 Errores máximos permitidos RD 889/2006

Diésel 1.326 0% Facturas del proveedor 2

Errores máximos permitidos RD 889/2006

3. Emisiones directas de fuentes

Gas natural venteado en mínimo técnico 10.899 2%

Medidor de ultrasonidos 10

Errores máximos permitidos en la Norma ISO 17089-2

Gas natural venteado 37.083 6% Medidor de ultrasonidos 10

Errores máximos permitidos en la Norma ISO 17089-2

15 de 30

fugitivas

Emisiones fugitivas 56.645 10%

Estudios realizados por Enagás o por terceros

Sin incertidumbre

definida n.a.

Emisiones fugitivas de gases fluorados de equipos de refrigeración, aire acondicionado y equipos contraincendios

192 0% Partes de recarga de los equipos de refrigeración

Sin incertidumbre

definida n.a.

Alcance 2 Consumo eléctrico 33.941 6% Facturas del proveedor 2

Errores máximos permitidos por metrología legal (RD 889/2006) Contadores clase C polifásicos con

carga equilibrada

Huella de Carbono 2014 571.033

Incertidumbre de la Huella de Carbono 2014 4,91

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 2013

Se han producido los siguientes cambios en el cálculo de la Huella de Carbono de 2014 con respecto a la de 20132:

• La estimación de las emisiones fugitivas se ha realizado con las mediciones in-situ de fugas en los distintos tipos de componentes de una muestra de instalaciones, cuyos resultados no pudieron incluirse en la Huella de Carbono 2013.

• Se ha actualizado el factor de emisión del gasoil y el PCI del gas natural, conforme al último dato publicado por el Inventario Nacional de Emisiones de GEI, así como la densidad del metano a las condiciones normales.

• El alcance 3 ha sido ampliado, cumplimentándose las categorías mencionadas en la tabla del apartado Identificación de fuentes de emisión. La Huella de Carbono 2013 incluía únicamente el consumo de papel, viajes de trabajo y viajes casa-trabajo-casa de los empleados.

2 Se refiere a la versión recalculada por ajuste del año base.

17 de 30

5. Cuantificación de la Huella de Carbono 2014

Durante el año 2014 Enagás ha generado un total de 571.0333 toneladas equivalentes de CO2, correspondiente a un incremento del 10,8% con respecto al año anterior.

A continuación se presentan los resultados detallados de Huella de Carbono 2014.

Emisiones totales 2014:

Evolución de las emisiones totales de alcance 1 y 2:

3 Emisiones de alcance 1 y 2.

18 de 30

Emisiones de alcance 1 y 2 por actividad

285.059 tCO2e 244.257 tCO2e 38.111 tCO2e 3.606 tCO2e

19 de 30

Las instalaciones que contribuyen en mayor medida a la Huella de Carbono de Enagás son las plantas de regasificación (50%), seguidas de las estaciones de compresión (29%).

Evolución de las emisiones de alcance 1 y 2 por actividad

2013 2014199.632 285.059 42,8%

177.551 163.114 -8,1%

35.831 47.148 31,6%

64.197 38.111 -40,6%

34.453 33.995 -1,3%

2.006 1.990 -0,8%

1.584 1.616 2,0%

515.254 571.033 10,8%

Variación último año (2014-2013)

TOTAL

AASS

Oficinas y CT

Flota

EECC

Emisiones (tCO2e)alcance 1 y 2Instalaciones

Plantas de regasificación

ERMs

Gasoducto

En 2014 el consumo de gas natural y por tanto, las emisiones totales de GEI de alcance 1 y 2, se han incrementado principalmente debido a la operación de las plantas en mínimo técnico4 y a la carga de buques, como se explica más adelante.

El incremento en las emisiones procedentes de gasoductos, se debe a la existencia de un venteo en el tramo Sabiñánigo (Serrablo) por un incidente ocurrido en el gasoducto en el mes de marzo (este venteo representa el 81% del total de venteos en gasoducto).

Por el contrario, se ha producido una reducción de las emisiones en almacenamientos subterráneos debido principalmente a las emisiones fugitivas, que en 2013 fueron estimadas mediante valores de referencia de organismos internacionales y que este año han sido medidas in-situ dando un resultado más realista.

4 Se define como “Mínimo Técnico”, el nivel de producción mínimo necesario que permita recuperar el boil-off (BOG1), 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 de alcance 1 y 2 por tipo de fuente:

21 de 30

Las principales fuentes de emisiones durante el año 2014 han sido la quema de gas natural en antorcha en operación de las plantas por debajo del mínimo técnico y el autoconsumo de gas natural en los turbocompresores de las estaciones de compresión, representando el 30,4% y 28,8% respectivamente del total de emisiones de alcance 1 y 2.

El incremento de la operación en las plantas de regasificación por debajo del mínimo técnico es consecuencia directa del descenso de la demanda nacional de gas natural (-9,6%) y de la mayor entrada de gas natural a la red por gasoducto. En 2014 el número de días de funcionamiento de las plantas en mínimo técnico fue de 588 frente a los 489 de 2013, suponiendo un incremento del 20%. La operación por debajo del mínimo técnico en las plantas implica un 30% más de emisiones respecto al funcionamiento en condiciones normales.

La compañía optimiza la operación del Sistema Gasista Español para asegurar la garantía del suministro de forma segura, eficiente, rentable y sostenible. Sin embargo, son los diferentes agentes del Sistema, y en especial, las comercializadoras, los que deciden las entradas y salidas de gas de acuerdo a las necesidades de sus clientes, lo que repercute en el nivel de operación de las plantas de regasificación y en el nivel de funcionamiento de las estaciones de compresión, entre otros. Esto tiene un impacto directo en la emisión de gases de efecto invernadero de Enagás (a mayor funcionamiento de estaciones de compresión y a mayor tiempo de operación por debajo de mínimo técnico en plantas, mayores emisiones).

Otra fuente principal ha resultado ser la quema de gas natural en antorcha durante la operación de carga de buques (11,4%), resulta ser otra fuente importante de emisiones, siendo esta una actividad que cobra cada vez mayor volumen de negocio para Enagás en las plantas de Huelva y Cartagena. En 2014 el nº de cargas fue de 37, frente a las 20 de 2013, debido a la demanda del mercado.

Asimismo, las emisiones fugitivas (9,9%) cuyo estudio y minimización hace el objeto de un importante esfuerzo por parte de la organización. En ese sentido, Enagás puso en marcha en 2013 una campaña de medición de emisiones fugitivas a 3 años en distintos tipos de instalaciones. Esta campaña permite llevar a cabo una reparación en paralelo o reparación programada de los componentes en los que se ha detectado una fuga.

Emisiones directas por tipo de gas:

Las emisiones de alcance 1 y 2 por tipo de gas son las siguientes:

22 de 30

El principal gas emitido es el CO2, debido al autoconsumo de gas natural para la operación de nuestras instalaciones y al gas quemado en la antorcha de las plantas de regasificación. La emisión de metano se debe principalmente al gas natural venteado por operaciones de mantenimiento y seguridad, así como en operaciones de mínimo técnico, en las instalaciones y a las emisiones fugitivas.

Las emisiones de N2O y de gases refrigerantes son prácticamente despreciables en comparación con las emisiones procedentes del CO2 y el CH4. Estas emisiones proceden de la combustión del gas natural y el gasoil y de las fugas producidas en los equipos de refrigeración de Enagás, respectivamente.

Evolución de la intensidad de las emisiones de alcance 1 y 2:

A continuación se presentan tres indicadores de intensidad de emisiones que permiten evaluar el desempeño global de la organización con respecto al año anterior:

Las emisiones por facturación han aumentado un 9%, prácticamente equivalente al incremento de las emisiones totales de alcance 1 y 2, por mínimo técnico y carga de buques, habiendo aumentado la facturación un 1% en 2014 con respecto al año anterior.

La intensidad de emisiones por empleado ha aumentado un 3% debido a un incremento de la plantilla del 8% en el 2014.

En el caso de la intensidad de emisiones por las salidas totales de gas, que incluye los siguientes conceptos:

• Transporte Actividad Regulada: Demanda Mercado Nacional, Salidas conexiones internacionales, Salidas valle Guadalquivir, Cargas de Buques y Gas de operación + gas talón,

• Salidas GME tránsito a Portugal REN;

se ha producido un incremento del 12% puesto que la cantidad de gas transportado (salidas) ha disminuido un 1% con respecto al 2013 debido a la reducción de la demanda a nivel nacional.

23 de 30

Desglose de las 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.

3.264 tCO2e

Emisiones debidas al consumo de papel. 37 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.

1.135 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, gasolina y gasoil, y de combustibles utilizados para la generación de la electricidad consumida por Enagás.

21 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).

5.945 tCO2e

5. Residuos generados durante la operación

Emisiones derivadas del transporte, gestión y tratamiento de los residuos generados en las instalaciones de Enagás.

197 tCO2e

6. Viajes de trabajo Emisiones derivadas de los viajes de trabajo de los empleados de Enagás.

2.330 tCO2e

7. Desplazamientos casa-trabajo-casa de los empleados

Emisiones derivadas de los desplazamientos casa-trabajo-casa de los empleados de Enagás.

44 tCO2e

TOTAL ALCANCE 3 12.973 tCO2e

Las emisiones de alcance 3 se encuentran fuera del control de la compañía. Sin embargo Enagás tiene el propósito de participar en la concienciación de su cadena de suministro en relación a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y, por ello, ha dado un paso adelante en la identificación y cuantificación de las mismas, principalmente mediante la adhesión al programa CDP Supply Chain.

24 de 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.

Siguiendo dichas premisas, se ha procedido al recalculo de la Huella de Carbono de 2013 incluyendo:

- Solución a un error metodológico detectado en la aplicación del factor de emisión de la quema de gas natural en antorcha.

- Solución a un error de unidades en los consumos de electricidad.

- Solución a un error de arrastre de fórmulas o selección de datos en sumatorios.

Estos ajustes contribuyen a la reducción de las emisiones de alcance 1 y 2 de 2013 del 6,8% y, por lo tanto se consideran objeto de reajuste.

Las emisiones resultantes tras el ajuste del año base son las siguientes:

Emisiones (tCO2e/año)

Huella de Carbono 2013 v.1

Huella de Carbono 2013 v.2

(recalculada)

Variación v.2 con respecto a v.1

Alcance 1 516.785 479.175 -7,3%

Alcance 2 36.079 36.079 0,0%

Alcance 3 2.020 2.020 0,0%

Total alcance 1 y 2 552.864 515.254 -6,8%

Total alcance 1, 2 y 3 554.883 517.274 -6,8%

25 de 30

7. Acciones dirigidas a la reducción de emisiones de GEI

Enagás elaboró un Plan de Eficiencia Energética 2011-2014, que incluía distintas iniciativas de ahorro en el consumo tanto de gas natural como de electricidad en las instalaciones. Todas estas medidas vinieron además incentivadas por la fijación de objetivos anuales de reducción de autoconsumos.

Así, en 2014, se llevaron a cabo diferentes iniciativas, enmarcadas dentro de la optimización de la demanda de energía y gestión del uso, la eficiencia energética y mejoras en la tecnología o en los procesos, que permitieron cumplir con los objetivos fijados y que conllevaron un ahorro energético y económico, así como una reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.

26 de 30

Acción dirigida Descripción de la acción dirigida Línea de base y metodología de cálculo de ahorros

energéticos

Ahorros energéticos logrados en

2014

Reducciones de emisiones logradas 2014

Optimización de la operación de las estaciones de compresión vinculada a la entrada de gas natural por las conexiones internacionales

Objetivos de reducción de los autoconsumos en las Estaciones de Compresión de Enagás en 2014 mediante la implantación de diversas medidas como: - variación del régimen de funcionamiento en los distintos escalones,

- control del caudal, - ajuste de parámetros de compresión,

- empleo de válvulas de control, entre otras.

Las emisiones evitadas se calculan a partir de la mejora obtenida en el ratio “autoconsumo de las EECC sobre las entradas por conexiones internacionales”, el valor de partida de este ratio (línea de base) es una estimación basada en los datos históricos y las operaciones previstas en el año, el valor final del ratio es el cociente obtenido realmente, tras la aplicación de las medidas del plan. La diferencia entre el ratio estimado y el real, se trasforma a cantidad de gas natural no consumida (en GWh) y de ahí a emisiones de CO2e evitadas. En este caso, se ha partido de los siguientes datos:

EECC Escalones de producciónRatio de partida

Ratio real

Entradas < 1,2 * 106 Nm3/h 0,23% 0,14%1,2 - 1,35 * 106 Nm3/h 0,32% 0,17%1,35 - 1,5 * 106 Nm3/h 0,37% 0,23%> 1,5 * 106 Nm3/h 0,41% 0,26%

Entradas < 0,63 * 106 Nm3/h 0,03% 0,01%0,63 - 0,68 * 106 Nm3/h 0,21% 0,01%0,68 - 0,75 * 106 Nm3/h 0,25% 0,04%> 0,75 * 106 Nm3/h 0,35% 0,21%

Entradas < 0,39 * 106 Nm3/h 0,39% 0,33%0,39 - 0,42 * 106 Nm3/h 0,73% 0,51%> 0,42 * 106 Nm3/h 0,77% 0,54%

ÁREA 3 : Lumbier y Villar Arnedo - G01

ÁREA 1 : Córdoba; Almendralejo y Coreses- K01+

Huelva

ÁREA 2 : Chinchilla; Montesa y Paterna -

M00

344 GWh 69.439 tCO2e

27 de 30

Acción dirigida Descripción de la acción dirigida Línea de base y metodología de cálculo de ahorros

energéticos

Ahorros energéticos logrados en

2014

Reducciones de emisiones logradas 2014

Optimización de la operación en mínimo técnico en plantas de regasificación

Objetivos de reducción del gas natural quemado en antorcha durante la operación por debajo del mínimo técnico, a través de la adopción de una serie de medidas operativas excepcionales como: - reducción de la generación de boil-off mediante el no mantenimiento en frío de instalaciones que no limiten la capacidad máxima de emisión,

- recuperación de boil-off generado mediante la emisión de boil-off a redes locales,

- incremento del uso del boil-off para autoconsumo,

- mejoras en el aislamiento de colectores de boil-off, entre otras.

Las emisiones evitadas se calculan a partir de la mejora obtenida en el ratio “gas natural quemado en antorcha por mínimo técnico sobre los días que las plantas han operado por debajo de dicho mínimo técnico”, el valor de partida de este ratio (línea de base) es una estimación basada en los datos históricos y las operaciones previstas en el año, el valor final del ratio es el cociente obtenido realmente, tras la aplicación de las medidas del plan. La diferencia entre el ratio estimado y el real, se trasforma a cantidad de gas natural no consumida (en GWh) y de ahí a emisiones de CO2e evitadas. En este caso, se ha partido de los siguientes datos:

Escalones de operación en Mínimo Técnico

Ratio de partida (GWh/d)

Ratio real (GWh/d)

Emisión 0 4,00 3,97<Escalón I 1,20 0,97

I < Escalón < II 0,15 0,04> Escalón II 0,00 0,00

119 GWh 23.052 tCO2e

Optimización de las operaciones de carga de barcos en plantas de regasificación

Objetivos de reducción del gas natural quemado en antorcha durante las operaciones de carga de barcos, a través de la adopción de una serie de medidas operativas excepcionales como la instalación de válvulas de control de presión en diversos tanques para controlar el boil-off, entre otras.

Las emisiones evitadas se calculan a partir de la mejora obtenida en el ratio “gas natural quemado en antorcha durante la carga de buques sobre la cantidad total de gas cargado”, el valor de partida de este ratio (línea de base) es una estimación basada en los datos históricos y las operaciones previstas en el año, el valor final del ratio es el cociente obtenido realmente, tras la aplicación de las medidas del plan. La diferencia entre el ratio estimado y el real, se trasforma a cantidad de gas natural no consumida (en GWh) y de ahí a emisiones de CO2e evitadas. En este caso, se ha partido de los siguientes datos:

Ratio de partida Ratio real

1,39% 0,96%

135 GWh 26.097 tCO2e

TOTAL 2014 599 GWh 118.588 tCO2e

28 de 30

8. Informe de verificación externa

29 de 30

30 de 30