Análisis de las emisiones de gases de efecto invernadero durante el ciclo de vida de la electricidad generada con gas natural y carbón

Introducción

Se ha planteado la hipótesis de que el aumento de las exportaciones de gas natural licuado (GNL) desde Estados Unidos tendría beneficios para el clima, basándose en el supuesto de que el GNL desplazaría al carbón en la generación de electricidad^.1 Para investigar esta afirmación, es fundamental determinar en primer lugar si el gas natural está sustituyendo realmente al carbón y, a continuación, suponiendo que el gas sustituya al carbón, comparar las emisiones de todo el ciclo de vida del carbón y del gas natural, incluyendo tanto las emisiones aguas arriba (metano y dióxido de carbono) como las emisiones de chimenea de cada combustible. El análisis actual presenta un escenario simplificado de desplazamiento de la energía eléctrica gas/carbón de uno por uno y sugiere cómo las respuestas varían ampliamente en función de una serie de supuestos, y el nivel supuesto de mitigación, aguas arriba y aguas abajo, es una parte importante del análisis. 

No es de extrañar que esta cuestión esté muy politizada, y que diversos modelos y estudios lleguen a conclusiones muy distintas en función de diversos supuestos.  

En primer lugar, es fundamental comprender cuál es el caso "de no ser por" si no se exporta el gas de Estados Unidos . ¿Cuál sería la fuente de energía alternativa que se utilizaría de forma realista en el uso final? ¿Y cubriría otro gas importado las carencias no cubiertas por el exportador en cuestión? Los informes sobre los contratos de contrapartida con las empresas de GNL de Estados Unidos sugieren que la demanda de exportación reciente está impulsada por Europa y Asia, cada lugar representa una cuarta parte de la demanda, y la mitad restante está impulsada por empresas que tienen una cartera diversa de clientes en diferentes regiones^.2 Algunos analistas han sugerido que una parte significativa de la reciente expansión del GNL fue impulsada por el crecimiento de la demanda en los países en desarrollo, no por el cambio de combustible, y que existe la posibilidad de un exceso de capacidad en el futuro^.3 Incluso para los lugares conocidos, el uso del gas exportado de GNL y sus impactos en el suministro energético local siguen siendo inciertos. El cambio directo del carbón al gas también puede verse obstaculizado porque muchos lugares carecen de gasoductos de gas natural para llevar el GNL desde la terminal de importación hasta donde se^necesita4. 

En segundo lugar, ¿cuáles son los efectos de segundo orden de las exportaciones de gas en el consumo de gas de Estados Unidos ? Por ejemplo, ¿provocarían las exportaciones de gas un aumento de los precios de Estados Unidos , con la consiguiente reducción potencial de la demanda, y cómo se compensaría esto con unos precios de equilibrio mundial marginalmente más bajos? ¿Cómo afectarán las exportaciones a los niveles de producción de gas y petróleo de Estados Unidos ? Estados Unidos Es probable que las exportaciones de GNL produzcan efectos en cadena que vayan más allá de cualquier contrato.^A nivel internacional, el aumento de la oferta de gas de bajo coste podría impulsar la sustitución del carbón por otros combustibles, pero también reducir los precios de la energía, lo que llevaría a un aumento del consumo energético en general^.5 Los estudios de impacto en el mercado a largo plazo sugieren que la ampliación de las exportaciones de GNL a Estados Unidos podría producir una serie de efectos climáticos, desde beneficios limitados a aumentos adversos de las emisiones^.6,7 Un estudio reciente estimó que los efectos en el mercado de la reducción de los precios mundiales del gas podrían reducir los beneficios de la sustitución del carbón por el gas en un 80%, con un rango de probabilidad del 90% del impacto que abarca los efectos negativos y positivos de las emisiones^.8 Además, la reducción de los precios de la energía podría reducir la rentabilidad de la electricidad con cero emisiones de carbono^.9   

En tercer lugar, ¿cuáles son los efectos a largo plazo de las importaciones de gas, ya sea "bloqueando" un consumo de gas sin disminuir en el futuro o, alternativamente, facilitando un crecimiento económico que permita a los países receptores de gas avanzar con el tiempo hacia mayores niveles de mitigación climática y transición a fuentes de energía con menos carbono? 

La mayoría de los modelos simplifican en gran medida este complejo conjunto de cuestiones centrándose en el supuesto desplazamiento directo de una fuente de combustible por otra sin tener en cuenta múltiples escenarios "de no ser por", el segundo orden y los efectos a largo plazo. La mayoría se centra en un único caso de uso, es decir, el desplazamiento de la generación de electricidad a partir de carbón por gas natural. Esta concentración en el sector eléctrico es notable y muy incompleta, ya que la inmensa mayoría del gas mundial se utiliza en la industria (para combustión y materias primas) y en la construcción, no en la generación de electricidad. No obstante, incluso suponiendo que el carbón se sustituya por la generación de gas en los países en desarrollo, se constata que el gas exportado puede o no ser mejor para el clima que el carbón para la electricidad, dada la magnitud de las emisiones medidas de la cadena de suministro del gas natural y la variación de las emisiones del gas natural de distintos orígenes. El resto del análisis de este libro blanco investiga la comparación del carbón y el gas natural en varios casos utilizando un modelo desarrollado por Clean Air Task Force. 

¿Cómo se comparan las emisiones del ciclo de vida del gas exportado a Estados Unidos y del carbón exportado para la generación de electricidad?

Que el gas natural exportado como GNL tenga menos emisiones que el carbón cuando se utiliza como combustible para la generación de electricidad, si se tienen en cuenta las emisiones previas, depende de muchos factores. El impacto climático de quemar un combustible para generar electricidad incluye las emisiones asociadas a la producción y el transporte del combustible hasta la central eléctrica, además de las emisiones "de chimenea" de la central. Tanto en el caso del carbón como en el del gas natural, las emisiones totales están dominadas por tres categorías de emisiones: el dióxido de carbono de la chimenea de la central eléctrica; el metano "aguas arriba" procedente de la producción, el procesamiento y el transporte del gas o el^carbón10; y_{el CO2} aguas arriba procedente de la producción, el procesamiento y el transporte del combustible. (Para cada uno de los casos que analizamos a continuación, el Apéndice B enumera las emisiones por segmentos). 

El metano, principal componente del gas natural, calienta el clima mucho más tonelada por tonelada que_{el CO2}, sobre todo en las primeras décadas tras su liberación. El potencial de calentamiento global del metano a veinte años (GWP) es de 82,5, mientras que el GWP a cien años es de aproximadamente 30^.11 Esto significa que las fugas o emisiones relativamente pequeñas de metano de un combustible antes de las centrales eléctricas tendrán un gran impacto en las emisiones totales del ciclo de vida de la producción y el uso del combustible.  

Estos factores se reconocen desde hace tiempo y se han publicado muchos análisis del ciclo de vida que comparan los impactos climáticos de la producción y el uso de carbón y gas para generar electricidad. Muchos de ellos utilizan las estimaciones de la EPA sobre las emisiones de metano de los sistemas de gas natural y la producción de carbón (directa o indirectamente). Sin embargo, se reconoce desde hace tiempo que los inventarios de la EPA subestiman sustancialmente las emisiones de metano de los sistemas de gas natural^.12 Los inventarios de la EPA se basan en factores de emisión, que suelen representar las emisiones de equipos que funcionan normalmente, y está bien documentado que las emisiones no intencionadas resultantes de operaciones anormales o mal funcionamiento aumentan sustancialmente las emisiones reales de estos sistemas. Dado que estas emisiones no intencionadas son muy difíciles de predecir o medir "en la fuente", la evaluación más precisa de las emisiones procedentes de las operaciones de petróleo y gas se realiza con mediciones "descendentes" que utilizan mediciones de metano en el aire ambiente a sotavento de los emplazamientos de petróleo y gas. Estas mediciones captan todas las emisiones y pueden realizarse fácilmente en momentos aleatorios, lo que permite un muestreo aleatorio entre los emplazamientos, que es esencial para captar las emisiones procedentes de condiciones anormales y averías.  

La estimación más completa de las emisiones de los sistemas de petróleo y gas de Estados Unidos , basada en mediciones descendentes de miles de emplazamientos en todo el sistema de petróleo y gas natural, informó de que las emisiones de metano de estos sistemas en 2015 equivalían al 2,3% del metano producido por el sistema^.13 En este análisis, ajustamos la cifra del 2,3% para tener en cuenta el hecho de que algunas de estas emisiones de metano deben atribuirse al petróleo en lugar de al gas natural, y por lo tanto utilizamos una tasa de fugas del 1,8% para la media nacional de Estados Unidos . 

Utilizamos este resultado como base de nuestras estimaciones para las emisiones medias nacionales de la producción, recolección, procesamiento y transmisión de gas natural dentro de los Estados Unidos. Aunque el resultado corresponde a 2015, la evaluación por satélite de las emisiones en ^2018-202014 encontró emisiones muy similares a la medición de 2015. El resultado se ajusta a la baja para eliminar las emisiones estimadas de la producción de petróleo y la distribución de gas^{natural15 ,} ya que esos procesos no intervienen en el suministro de gas natural para la generación de electricidad.  

También contabilizamos las emisiones de_CO2 procedentes de la producción, transporte y transformación del gas natural, dominadas por las emisiones procedentes de la combustión de combustible (para compresores) y la quema en antorcha. 

Las cuantificaciones comentadas anteriormente no incluyen las emisiones de metano y_CO2 procedentes de la licuefacción, manipulación y transporte de GNL, que son potencialmente grandes, y estas emisiones están mucho menos estudiadas, con muy pocas mediciones reales, que las emisiones asociadas al uso doméstico del gas, por lo que la exportación de GNL añade emisiones significativas e incertidumbre a las emisiones globales de la cadena de valor. Cabe destacar que la licuefacción y el transporte de GNL también emiten cantidades significativas de_CO2 debido al uso de combustible. Calculamos las emisiones de los procesos de GNL, incluidas las emisiones de _CH4 procedentes de fugas y de metano no quemado de antorchas y motores, y las emisiones de_CO2 procedentes del uso de combustible y de la combustión en antorcha, basándonos en parámetros medios derivados de la bibliografía existente^.16 Observamos que se han realizado pocos estudios de medición de las emisiones de metano de las instalaciones de licuefacción o de los buques cisterna de GNL, pero las emisiones previstas pueden calcularse utilizando análogos de los procesos de producción de petróleo y gas que se han medido bien. A continuación, sumamos estas emisiones a las emisiones nacionales (producción, captación, transformación y transporte).  

Los parámetros y valores supuestos figuran en el Apéndice A. En el Apéndice B se recogen los resultados desglosados por segmentos industriales para cada uno de los casos que se exponen a continuación. 

Para comparar cuantitativamente las emisiones del ciclo de vida de la generación de electricidad con gas natural y carbón, presentamos nuestras estimaciones de varios casos de gas exportado como GNL desde Estados Unidos a Vietnam. Estos casos se comparan con el carbón exportado desde Australia a Vietnam^.17 En todos los casos, comparamos centrales eléctricas nuevas con centrales eléctricas nuevas^.18 Utilizamos el caso de Vietnam como ejemplo ilustrativo de un país en rápido desarrollo con un uso cada vez mayor del carbón para la generación de energía^.19 Los detalles específicos del análisis de ACV variarían en función de las emisiones específicas y los parámetros operativos de los casos de otros países. 

Figura 1a. Emisiones del ciclo de vida del gas y el carbón importados a Vietnam para la generación de electricidad (PCA a 20 años) - media nacional

Figura 1b. Emisiones del ciclo de vida del gas y el carbón importados a Vietnam para la generación de electricidad (GWP a 20 años) - casos regionales

La figura 1a muestra nuestra comparación de las emisiones del ciclo de vida del uso de estos combustibles en Vietnam. La figura muestra la cantidad de gases de efecto invernadero (en CO2e, utilizando GWPs de 20 años para el metano) emitidos por kWh de electricidad generada, por lo que tiene en cuenta la mayor eficiencia de la generación a gas. 

Como se ve en la figura, la central de gas emite mucho menos_CO2 (un 58% menos) por su chimenea que la central de carbón. Sin embargo, cuando se consideran las emisiones de todo el ciclo de vida, el beneficio relativo del gas sobre el carbón es mucho menor, alrededor del 24%. El beneficio relativo es mayor cuando se utiliza un GWP de 100 años, pero sigue siendo limitado (38%, no mostrado). 

La figura 1a muestra nuestra estimación de las emisiones del ciclo de vida para la exportación a través de GNL de gas natural "medio" Estados Unidos , derivadas de las estimaciones de emisiones a escala nacional de los sistemas de gas natural. Sin embargo, las mediciones muestran que las emisiones varían significativamente entre las cuencas productoras de petróleo y gas. La Figura 1b muestra nuestra estimación de las emisiones del ciclo de vida para el gas exportado producido en dos cuencas que producen grandes cantidades de gas, donde las emisiones medidas se han situado en los extremos alto y bajo: el gas producido en el noreste de Pensilvania, donde las emisiones medidas son bastante^bajas20, y el gas producido en la cuenca del Pérmico, donde las emisiones medidas son bastante^altas21. 

La figura 1b muestra que el gas de zonas como el noreste de Pensilvania puede producir bastantes menos GEI que la media de Estados Unidos , pero el gas producido en el Pérmico es mucho peor que la media de Estados Unidos . Ese análisis muestra que, en función de las prácticas de gestión del metano en las fases previas, el gas importado que facilita el cambio de combustible de carbón a gas podría oscilar entre reducir el impacto de los gases de efecto invernadero de las centrales eléctricas del país receptor hasta en un 40% o empeorarlo en un 20%. Además de esta clara diferencia entre cuencas, incluso dentro de una misma cuenca, las emisiones de metano y dióxido de carbono pueden variar significativamente^.22 Estados Unidos los gasoductos de gas natural son transportistas comunes y, a menos que exista una clara contratación de gas desde la fuente hasta el punto de exportación, debemos ser cautelosos con las hipótesis de rendimiento medioambiental basadas únicamente en la cuenca en la que se produjo el gas. 

Por último, observamos que las normas que Estados Unidos EPA ha finalizado recientemente para las nuevas fuentes del sector del petróleo y el gas y las directrices para las fuentes existentes del sector reducirán sustancialmente las emisiones de metano de algunas fuentes anteriores. Además, la Unión Europea ha aprobado recientemente una norma de importación de metano para el petróleo y el gas importados, que podría tener importantes repercusiones para los productores de Estados Unidos . (La UE está debatiendo la posibilidad de eximir del cumplimiento de la norma de importación a los países con reglamentaciones o normas equivalentes, lo que hace aún más necesaria la aplicación plena y adecuada de las nuevas normas 111 y de la Tasa por Emisiones de Residuos). Sin embargo, estas normas recientemente finalizadas no se aplican al metano procedente de los procesos de GNL ni al_CO2 aguas arriba. No obstante, estimamos que con la plena aplicación de las normas y directrices de la EPA, las emisiones de metano previas a la licuefacción de GNL se reducirán en torno a un 50%. Sin embargo, como se muestra en la Figura 2, esto sólo reduce el ACV global del gas medio de Estados Unidos exportado a Vietnam en un 13,5%, por lo que este gas sólo sería un ~35% mejor que el carbón australiano de "referencia"^.23  

Además, es fundamental poner en perspectiva esta simple comparación entre carbón y gas. En el caso medio de Estados Unidos , el gas sólo reduce las emisiones en una cantidad modesta: un 24% para el gas antes de la reducción del metano y un 35% para el gas con la reducción del metano (utilizando un GWP de 20 años). Es especialmente importante descarbonizar rápidamente los sistemas eléctricos, ya que la descarbonización de otros sectores, como el transporte y los edificios, dependerá en gran medida de la electrificación.

Fig. 2. Emisiones del ciclo de vida del gas y el carbón importados a Vietnam para la generación de electricidad (línea de base, con reducción previa, y con reducción previa y CAC en la central eléctrica) (GWP a 20 años)

A largo plazo, ni siquiera una reducción rigurosa del metano en las fases iniciales bastará para reducir drásticamente el impacto neto sobre el clima de la generación de electricidad a partir de gas, con el fin de alcanzar un nivel neto de cero emisiones globales. Para ello, sería necesario aplicar la captura y el almacenamiento de carbono a la generación de electricidad a partir de gas (al igual que en el caso de la generación a partir de carbón). Los casos "con reducción aguas abajo" de la Figura 2 muestran el impacto de los gases de efecto invernadero de la combustión de gas natural en Estados Unidos , con reducción aguas arriba de la planta de GNL conforme a las normas de la EPA, y de carbón australiano para generar energía en Vietnam con CAC en ambas centrales (suponiendo una captura del 90% del_CO2 y una penalización energética del 10% para que la central eléctrica opere el equipo de captura de carbono). El impacto de la generación tanto de carbón como de gas es considerablemente inferior al de los casos "de referencia", pero el caso del carbón reducido muestra en realidad un 37% menos de emisiones que el caso del gas reducido. Esto se debe tanto a las emisiones de metano restantes del gas natural como a sus emisiones de_CO2 (incluidas las emisiones sustanciales de la licuefacción y el transporte marítimo)^.24 Aunque la gestión del metano está empezando a aplicarse en todo el mundo^,25 y la captura y almacenamiento de carbono está empezando a desplegarse comercialmente, serán necesarias políticas y medidas adicionales significativas para lograr unas emisiones de GEI realmente bajas a partir del gas.   

Variación de las emisiones previas del gas natural y el carbón 

Las emisiones anteriores de_CO2y _CH4 procedentes tanto del gas natural como del carbón varían significativamente de un país a otro, de una cuenca a otra e incluso entre empresas que operan en la misma cuenca. Esto hace imposible una afirmación universal sobre el impacto climático relativo del gas natural y el carbón en la generación de electricidad, y sugiere que la política debería tener en cuenta esta complejidad. Como se explica en el texto siguiente y se muestra en la Figura 3, esta variación de las emisiones aguas arriba es significativa. 

Más arriba hemos presentado tres casos de gas natural con diferentes tasas de fuga: la media de Estados Unidos (1,8%), el noreste de Pensilvania (0,4%) y el Pérmico (6,13%). Un análisis del_CO2y el _CH4 declarado en Estados Unidos demuestra la variación de la intensidad de las emisiones entre los operadores que trabajan en las mismas cuencas^.26 Los datos por satélite hallaron una variación similar en la intensidad de las emisiones entre países, midiendo un índice de fugas del 2,0% en Estados Unidos, y entre los 20 mayores países productores de gas midió índices de fugas que oscilaban entre el 0,2% (Noruega) y el 7% (Turkmenistán)^.27 

Las emisiones de dióxido de carbono asociadas a la producción, transformación y transporte de gas natural también varían considerablemente, reflejando las variaciones en la cantidad de gas quemado, la cantidad de_CO2 presente de forma natural en el gas natural y las distancias que recorre el gas por gasoducto entre las regiones de producción y el punto de exportación y por barco como GNL. 

Del mismo modo, las emisiones de _CH4 procedentes de la producción ascendente de carbón varían significativamente en función del tipo de mina; en particular, existe una gran diferencia entre las minas subterráneas gaseosas y las minas de superficie. En Estados Unidos, según los datos comunicados, las emisiones medias del carbón son de 3,3 kg _de CH4 / tonelada métrica de producción de carbón, con la minería subterránea de los Apalaches a 5,2 y la minería de superficie de Powder River Basin a 0,3^.28 Y los índices de emisiones varían de forma similar entre países: una media mundial de 5,8 kg de _CH4 / tonelada métrica de producción de carbón y unas estimaciones de 0,8, 3,3 y 8,0 kg de _CH4 / tonelada métrica de producción de carbón en Rumanía, Estados Unidos y China, respectivamente^.29 

Fig. 3. Impacto de las emisiones variables de metano en el ciclo de vida total del carbón y el gas (GWP a 20 años)

Por último, un estudio independiente basado en tres décadas de emisiones mundiales de metano y etano a la atmósfera estimó un índice medio mundial de fugas de gas natural de entre el 2 y el 4%, y el resto de las pruebas sugieren un índice mundial de fugas de entre el 2 y el 3%.³⁰ Dada la variabilidad de las emisiones de Estados Unidos , y las elevadas emisiones de algunas cuencas de producción, las pruebas disponibles no demuestran que el gas de Estados Unidos sea más limpio que el gas medio mundial, por lo que, incluso simplificando, el desplazamiento de otras fuentes de gas natural con GNL de Estados Unidos puede o no disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero, dependiendo de la fuente de gas y de los niveles de mitigación de las emisiones aguas arriba. 

La mitigación es fundamental a corto y largo plazo, independientemente del análisis de la ECV 

Independientemente de la comparación específica del ciclo de vida entre el gas natural y el carbón, las emisiones de metano de la cadena de valor del gas natural pueden reducirse sustancialmente (>60%, al menos para las emisiones en tierra) en un periodo de tiempo muy corto^.31 Recientemente, la administración Biden ha tomado medidas muy significativas para reducir las emisiones de metano en el sector del petróleo y el gas a través de las nuevas normas de la Sección 111 de la Ley de Aire Limpio. El Congreso también ha dado pasos importantes para reducir y mitigar el metano. Aprobó leyes que incluyen medidas para reducir el metano del sector del petróleo y el gas mediante el establecimiento del Programa de Reducción de Emisiones de Metano. Pero a menos que los Estados y el gobierno federal las apliquen plena y adecuadamente en los próximos años, no veremos las reducciones que son tanto alcanzables como necesarias. Y, lo que es más importante, seguirán existiendo emisiones significativas de metano una vez que estas normativas hayan entrado en vigor. Técnicamente es posible reducir aún más las emisiones de metano de la industria del gas, pero serán necesarias nuevas políticas para conseguirlo.  

Aunque la mayor parte de este análisis se centra en el corto plazo, una cuestión fundamental que plantea es si el gas natural puede desempeñar un papel en un mundo descarbonizado a largo plazo, y en qué condiciones. El análisis actual muestra que el uso de gas natural para la generación de electricidad sólo es coherente con una profunda descarbonización si las emisiones_{de CO2} y _CH4 del gas natural se mitigan al máximo, incluyendo la reducción de metano para el gas y la utilización de la captura y almacenamiento de carbono para_{el CO2} de las centrales eléctricas_.  

Conclusión

No cabe duda de que estas cuestiones seguirán siendo muy polarizadoras, ya que algunos abogan por que no se amplíe el uso de combustibles fósiles incluso de menor impacto, mientras que muchos líderes de economías emergentes insisten en que la equidad mundial exige que tengan acceso al gas y que una transición inmediata a todas las energías con cero emisiones de carbono no es coherente con los objetivos de desarrollo humano de los países menos ricos. Pero tampoco hay duda de que, a largo plazo, es esencial mitigar enérgicamente las emisiones de metano y dióxido de carbono de toda la cadena de suministro de gas natural Estados Unidos - aguas arriba y, eventualmente, aguas abajo hasta el uso final - para que el uso del gas natural exportado en el sector energético (o, para el caso, en cualquier otro sector) sea coherente con los estrictos objetivos climáticos. Afortunadamente, hoy tenemos opciones de bajo coste para reducir en gran medida el impacto climático de cualquier gas que se utilice, y no hay excusa para retrasar el despliegue de estas opciones. Y también debemos trabajar para desarrollar políticas que conduzcan a una amplia adopción de estrategias de mitigación que vayan más allá de las exigidas por la política actual.

Apéndice A: Parámetros utilizados en el análisis de la evaluación del ciclo de vida

Parámetros del gas natural

Nombre del caso	Estados Unidos Media	Estados Unidos Pérmico (alto)	Estados Unidos NE Penn (bajo)	Unidad
Tasa de fugas de producción en porcentaje del gas suministrado	1.8	6.13	0.40	%
% de metano de la producción atribuido al gas natural	60	60	100	%
Emisiones deCO2 por mmcf de gas suministrado - Combustión/Otros	4.35	5.83	3.93	toneladas métricas / mmcf
Emisiones deCO2 por mmcf de gas suministrado - Quema	0.77	1.94	0.06	toneladas métricas / mmcf
Emisiones de CO2 por mmcf de gas suministrado - Eliminación de gases ácidos	0.39	0.32	0.21	toneladas métricas / mmcf
Tuberías de transporte	Sí	Sí	Sí	Sí/No
Longitud de los gasoductos de transporte de gas en el país productor	350	772	350	km
Tasa de fugas por km de tubería de transporte en el país productor	0.000004	0.000004	0.000004	por km
Tasa de fugas de transporte en el país productor en porcentaje del gas suministrado	0.13	0.28	0.13	%
Longitud del gasoducto en el país receptor	100	100	100	km
Tasa de fugas por milla de tubería de transmisión en el país receptor	0.000004	0.000004	0.000004	por km
Transporte Índice de fugas en el país receptor en porcentaje del gas entregado	0.04	0.04	0.04	%
Tasa total de fugas en porcentaje del gas suministrado	1.99	6.45	0.57	%
Emisiones deCO2 por km de tubería de transporte	.000002	.000002	.000002	Tg por bcf-km
Potencia calorífica de la planta de gas natural	6,370	6,370	6,370	btu / kWh
Contenido calorífico del gas natural	1,037	1,037	1,037	btu / cf

Parámetros del GNL

Segmento	Nombre del parámetro	Bajo	Med	Alta	Unidad
GNL-Liquefacción	Porcentaje de caudal filtrado	0.01	0.04	0.07	%
GNL-Liquefacción	Porcentaje del caudal consumido como combustible	5.3	10	20	%
GNL-Liquefacción	% de combustión	0.008	0.409	0.8	%
GNL-Liquefacción	CH4 no quemado (deslizamiento) del motor	0.02	0.02	0.02	%
GNL-Liquefacción	CH4 no quemado (deslizamiento) de la antorcha	2	5	10	%
Transporte de GNL	Porcentaje de fuga de gas de ebullición	2	10	20	%
Transporte de GNL	Velocidad	867	820	772	km/día
Transporte de GNL	Distancia ida y vuelta				km
Transporte de GNL	Capacidad de la cisterna	260,000	215,000	175,000	m3 LNG
Transporte de GNL	Días adicionales de almacenamiento en el muelle y en la terminal receptora	0	3	10	días
Transporte de GNL	Hervir/día	0.1	0.125	0.179	%
Transporte de GNL	CH4 no quemado (deslizamiento) del motor	0.1	1.7	3.13	%
Transporte de GNL	Emisiones de CO2/milla de transporte	407	407	407	kg/km
Gasificación de GNL	Porcentaje de caudal filtrado	0.01	0.04	0.07	%
Gasificación de GNL	Porcentaje del caudal consumido como combustible	1.1	1.65	2.2	%
Gasificación de GNL	Quema %-regasificación	0.008	0.409	0.8	%
Gasificación de GNL	CH4 no quemado (deslizamiento) del motor	0.02	0.02	0.02	%
Gasificación de GNL	CH4 no quemado (deslizamiento) de la antorcha	2	5	10	%
Tanques de almacenamiento de GNL	Porcentaje de caudal filtrado	0.015	0.03	0.06	%
Carga de buques de GNL	Porcentaje de caudal filtrado	0.015	0.03	0.06	%
LNG-Trucking en el lado receptor	Porcentaje de caudal filtrado	0.015	0.03	0.06	%

Parámetros del carbón

Nombre del caso	Australia Coal Case Nuevo	China Coal Case Nuevo	Australia Coal Case Antiguo	El caso del carbón en China
CH4 por tonelada métrica para la producción de carbón	3.3	8.0	3.3	8.0
CO2 por tonelada métrica para la producción de carbón	5,489.0	5,489.0	5,489.0	5,489.0
Transporte ferroviario de carbón	Sí	Sí	Sí	Sí
CO2 por tonelada métrica para el transporte de carbón por milla (ferrocarril)	11.3	11.3	11.3	11.3
Millas de transporte de carbón por ferrocarril/camión/barcaza	260.0	500.0	260.0	500.0
CO2 por tonelada métrica para el transporte de carbón (marítimo), terminales de importación/exportación	1,474.0	1,474.0	1,474.0	1,474.0
CO2 por tonelada métrica para el transporte de carbón por milla (océano)	6.3	6.3	6.3	6.3
Millas de transporte marítimo de carbón	3,900	-	3,900	-
Potencia calorífica de una central de carbón	8,369.0	8,369.0	10,655	10,655
Contenido calorífico del carbón	25.50	25.50	25.50	25.50

Apéndice B: Resultados de los casos presentados en cifras

Tabla B1. Resultados para los casos presentados en texto/figuras, utilizando GWP de 20 años para el metano.

Tabla B2. Resultados para los casos presentados en texto/figuras, utilizando GWP de 100 años para el metano.

Nota: Estos resultados no se presentan en las figuras, que muestran los resultados del cuadro B1.