ANEXO 14

ANEXO 14


RESOLUCIÓN MEPC.376(80)

(adoptada el 7 de julio de 2023)


DIRECTRICES SOBRE LA INTENSIDAD DE LOS GEI EN EL CICLO DE VIDA DE LOS COMBUSTIBLES MARINOS (DIRECTRICES LCA)


EL COMITÉ DE PROTECCIÓN DEL MEDIO XXXXXX,


RECORDANDO el artículo 38 a) del Convenio constitutivo de la Organización Marítima Internacional, artículo que trata de las funciones del Comité de Protección del Medio Xxxxxx (el "Comité") que le confieren los convenios internacionales para la prevención y el control de la contaminación marina por los buques,


RECORDANDO TAMBIÉN que, en su 72º periodo de sesiones, el Comité adoptó la resolución MEPC.304(72): "Estrategia inicial de la OMI sobre la reducción de las emisiones de GEI procedentes de los buques" ("Estrategia inicial de la OMI"),


TOMANDO NOTA de que la Estrategia inicial requiere la elaboración de unas directrices sólidas relativas a la intensidad de carbono/los GEI, que cubran todo el ciclo de vida, para todos los tipos de combustibles, a fin de preparar un programa de implantación con miras a la adopción eficaz de los combustibles alternativos con contenido de carbono bajo o nulo,


TOMANDO NOTA de que, en su 80º periodo de sesiones, el Comité adoptó la resolución MEPC.377(80): "Estrategia de 2023 de la OMI sobre la reducción de las emisiones de GEI procedentes de los buques" ("Estrategia de 2023 de la OMI"), en la que se establecen los niveles de ambición del sector del transporte marítimo internacional para reducir las emisiones de GEI,


TOMANDO NOTA ADEMÁS de que la Estrategia 2023 de la OMI establece que en los niveles de ambición y los puntos de comprobación indicativos deberían tenerse en cuenta las emisiones de GEI de los combustibles xxxxxxx xxx xxxx a la estela, tal como se abordan en las Directrices sobre la intensidad de los GEI en el ciclo de vida de los combustibles marinos elaboradas por la Organización,


TOMANDO NOTA ASIMISMO de que la Estrategia 2023 de la OMI establece que en el conjunto de posibles medidas de reducción de los GEI a medio plazo deberían tenerse en cuenta las emisiones de GEI de los combustibles xxxxxxx xxx xxxx a la estela, tal como se abordan en las Directrices sobre la intensidad de los GEI en el ciclo de vida de los combustibles marinos elaboradas por la Organización,


HABIENDO EXAMINADO, en su 80º periodo de sesiones, el proyecto de Directrices sobre la intensidad de los GEI en el ciclo de vida de los combustibles marinos (directrices LCA),


1 ADOPTA las Directrices sobre la intensidad de los GEI en el ciclo de vida de los combustibles marinos (Directrices LCA), que figuran en el anexo de la presente resolución;


2 ACUERDA que el Comité debería determinar cualquier aplicación e implicaciones reglamentarias de las Directrices LCA en el proceso de elaboración de disposiciones reglamentarias;

3 PIDE a los Gobiernos Miembros que pongan las directrices anexas en conocimiento de propietarios, armadores, constructores y proyectistas de buques, compañías de energía, productores de combustible, compañías de abastecimiento de combustible, fabricantes de motores y demás partes interesadas;


4 ACUERDA mantener estas directrices sometidas a examen a la luz de la experiencia adquirida con su implantación.

DIRECTRICES SOBRE LA INTENSIDAD DE LOS GEI EN EL CICLO DE VIDA DE LOS COMBUSTIBLES MARINOS


(Directrices LCA) ÍNDICE

PARTE I: GENERALIDADES


1 INTRODUCCIÓN


2 ÁMBITO DE APLICACIÓN


PARTE II: METODOLOGÍA


3 ENFOQUE GENERAL


4 XXX XXXX AL TANQUE (WtT)


5 DEL TANQUE A LA ESTELA (TtW)


6 XXX XXXX A LA ESTELA (WtW)


7 SOSTENIBILIDAD


8 ETIQUETA DEL CICLO DE VIDA DEL COMBUSTIBLE (FLL)


PARTE III: FACTORES DE EMISIÓN POR DEFECTO Y VALORES REALES


9 FACTORES DE EMISIÓN POR DEFECTO


10 FACTORES REALES DE EMISIÓN


PARTE IV: VERIFICACIÓN Y CERTIFICACIÓN


11 ELEMENTOS SUJETOS A VERIFICACIÓN/CERTIFICACIÓN


12 IDENTIFICACIÓN DE SISTEMAS/NORMAS DE CERTIFICACIÓN


PARTE V: EXAMEN


13 PROCESO DE EXAMEN CONTINUO


APÉNDICE 1 LISTA DE COMBUSTIBLES JUNTO CON LOS CÓDIGOS DE TRAYECTORIA DEL COMBUSTIBLE


APÉNDICE 2 FACTORES DE EMISIÓN POR DEFECTO POR CÓDIGO DE TRAYECTORIA DEL COMBUSTIBLE


APÉNDICE 3 ABREVIATURAS Y GLOSARIO


APÉNDICE 4 PLANTILLA PARA LA PRESENTACIÓN DEL FACTOR DE EMISIÓN POR DEFECTO XXX XXXX AL TANQUE

PARTE I: GENERALIDADES


1 INTRODUCCIÓN


1.1 En las presentes directrices se facilitan orientaciones sobre la evaluación de la intensidad de los GEI en el ciclo de vida de todos los combustibles y otros portadores de energía (por ejemplo, la electricidad) utilizados a bordo del buque. Estas directrices tienen por objeto cubrir todo el ciclo de vida del combustible (con unos límites específicos), desde la extracción/cultivo/recuperación de la materia prima, la conversión de la materia prima en un producto combustible, el transporte, así como la distribución/aprovisionamiento y la utilización del combustible a bordo del buque. Asimismo, en estas directrices se especifican aspectos/temas de sostenibilidad en relación con los combustibles marinos y se define una etiqueta del ciclo de vida del combustible (FLL), en la que figura información sobre el tipo de combustible, la materia prima (tipo de materia prima y naturaleza de la misma/fuente de carbono), el proceso de conversión/producción (tipo de proceso y energía utilizada en el proceso), los factores de emisión de GEI, información sobre las mezclas de combustibles y los aspectos/temas de sostenibilidad. En las presentes directrices se establecen los elementos de la FLL sujetos a verificación/certificación y se incluye un procedimiento general sobre el modo en que podrían determinarse el sistema/normas de certificación.


2 ÁMBITO DE APLICACIÓN


2.1 Las presentes directrices tienen por objeto abordar la intensidad de los gases de efecto invernadero (GEI) xxx xxxx al tanque (WtT), del tanque a la estela (TtW) y xxx xxxx a la estela (WtW) y los aspectos/temas de sostenibilidad relacionados con los combustibles marinos/portadores de energía (por ejemplo, la electricidad para el suministro eléctrico en puerto) utilizados para la propulsión del buque y la generación de energía a bordo. Los GEI pertinentes incluidos son el dióxido de carbono (CO2), el metano (CH4) y el óxido nitroso (N2O). Las presentes directrices no pretenden proporcionar orientaciones en relación con un inventario completo de GEI de la OMI para el transporte marítimo internacional. No se incluyen las emisiones procedentes de la carga (por ejemplo, compuestos orgánicos volátiles (COV)), ni el uso de refrigerantes; otros forzadores y precursores climáticos de vida corta, tales como los compuestos orgánicos volátiles distintos del metano, los óxidos de azufre (SOx), el monóxido de carbono (CO), la materia particulada y el carbono negro tampoco forman parte del ámbito de aplicación de las presentes directrices LCA.


2.2 Los límites del sistema de cálculo de los factores de emisión de GEI del WtW, en el contexto de las presentes directrices, abarcan el ciclo de vida de los combustibles desde su obtención hasta su producción, conversión, transporte, distribución y, finalmente, su utilización a bordo de los buques tomando como base un enfoque atributivo.1 La posibilidad de ampliar los límites del sistema en el caso de trayectorias específicas en las que la materia prima se aparta del uso o usos presentes se evaluará en función de cada caso.2 Por consiguiente, se contabilizarán las emisiones asociadas a las siguientes etapas del ciclo de vida de la cadena de dicho ciclo de vida del combustible:


.1 extracción/cultivo/adquisición/recuperación de la materia prima;


1 Evaluación atributiva del ciclo de vida (LCA): LCA que tiene por objeto describir los flujos físicos que afectan al medio ambiente hacia y desde un sistema y sus subsistemas a lo largo de su ciclo de vida; análisis consecuente del ciclo de vida (LCA): LCA que tiene por objeto describir el modo en que cambiarán los flujos que afectan al medio ambiente en respuesta a posibles decisiones. (Xxxxxxxxx G, Xxxxxxxxx MZ, Xxxxxx T, Xxxxxx J, Xxxxxxxx R, Xxxxxxx S, y otros "Recent developments in life cycle assessment". Journal of Environmental Management. 2009; 91(1): pp.1-21).

2 Por ejemplo, para el transporte y almacenamiento de CO2 capturado.

.2 procesamiento (temprano)/transformación en la fuente de la materia prima;


.3 transporte de la materia prima al lugar de conversión;


.4 conversión de la materia prima en combustible como producto;


.5 transporte/almacenamiento/entrega/almacenamiento al por menor/ aprovisionamiento del combustible como producto; y


.6 utilización del combustible a bordo del buque.


2.3 De acuerdo con el enfoque atributivo y mediante la utilización de las mejores pruebas científicas disponibles, los cálculos de las emisiones del WtT (es decir, las emisiones relacionadas con la obtención, producción, conversión, transporte y entrega del combustible) se evalúan con independencia del uso final de los combustibles/portadores de energía, y las emisiones del TtW (es decir, las emisiones relacionadas con el uso del combustible) se cuantifican con independencia de las etapas de obtención, producción, conversión, transporte y entrega del combustible/portador de energía. Las emisiones del WtW se obtienen sumando las dos partes, lo cual proporciona el nivel total de emisiones asociado a la producción de combustible y a la utilización de un determinado combustible/portador de energía en un convertidor específico a bordo.


2.4 Las emisiones de GEI se calculan como CO2-equivalente (CO2eq), utilizando el potencial de calentamiento mundial con un horizonte temporal de 100 años (PCM 100) para convertir las emisiones de otros gases distintos de CO2, tal como se indica en el Quinto Informe de Evaluación del IPCC,3 para el CO2, el CH4 y el N2O, como se indica a continuación:


• 𝑔𝐶𝑂2𝑒𝚐(100𝑦) = 𝑃𝐶𝑀𝐶𝑂2(100𝑦) × 𝑔𝐶𝑂2 + 𝑃𝐶𝑀𝐶𝐻4(100𝑦) × 𝑔𝐶𝐻4 + 𝑃𝐶𝑀𝑁2𝑂 (100𝑦) × 𝑔𝑁2𝑂

(CO2 1; CH4 28; N2O 265), de modo que la expresión quedaría así:


• 𝑔𝐶𝑂2𝑒𝚐(100𝑦) = 1 × 𝑔𝐶𝑂2 + 28 × 𝑔𝐶𝐻4 + 265 × 𝑔𝑁2𝑂

Estos valores PCM 100 deberían utilizarse con el fin de cuantificar la intensidad de los GEI de conformidad con las presentes directrices.


A efectos comparativos, puede proporcionarse un cálculo utilizando un potencial de calentamiento mundial con un horizonte de 20 años (PCM 20), como se indica a continuación:


• 𝑔𝐶𝑂2𝑒𝚐(20𝑦) = 𝑃𝐶𝑀𝐶𝑂2(20𝑦) × 𝑔𝐶𝑂2 + 𝑃𝐶𝑀𝐶𝐻4(20𝑦) × 𝑔𝐶𝐻4 + 𝑃𝐶𝑀𝑁2𝑂 (20𝑦) × 𝑔𝑁2𝑂

(CO2 1; CH4 84; N2O 264), de modo que la expresión quedaría así:


• 𝑔𝐶𝑂2𝑒𝚐(20𝑦) = 1 × 𝑔𝐶𝑂2 + 84 × 𝑔𝐶𝐻4 + 264 × 𝑔𝑁2𝑂

2.5 Las presentes directrices proporcionan:


.1 los factores de emisión de GEI del WtW basados en una metodología atributiva del ciclo de vida, que reflejan el perfil de los GEI de cada combustible representativo mediante la utilización de los valores del


3 En el contexto de estas directrices se utilizan los valores del potencial de calentamiento mundial que figuran en el Quinto Informe de Evaluación (AR5) del IPCC.

potencial de calentamiento mundial (PCM) con un horizonte temporal de 100 años de los GEI incluidos (CO2, CH4 y N2O);


.2 los factores de emisión de GEI del WtT (CO2, CH4 y N2O) cuantificados conforme con el enfoque atributivo;


.3 los factores de emisión de GEI del TtW (CO2, CH4 y N2O); y


.4 los aspectos/temas de sostenibilidad en relación con los combustibles marinos.


2.6 En las presentes directrices se define una FLL en la que figura información sobre el tipo de combustible, la materia prima utilizada, la trayectoria de producción del combustible, los factores de emisión de GEI, información sobre las mezclas de combustibles y los aspectos/temas de sostenibilidad.


2.7 En la figura siguiente se muestra una cadena de suministro genérica del WtW de un combustible. El aprovisionamiento constituye el último paso de la etapa del WtT antes de que se inicie la etapa del TtW.


Xxx xxxx al tanque Del tanque a la estela


Extracción/ cultivo/ adquisición/ recuperación de la materia prima

Procesamiento (temprano)/ transformación en la fuente de la materia prima

Transporte de la materia prima al lugar de conversión

Conversión de la materia prima en combustible como producto

Transporte/ almacenamiento/ entrega/ almacenamiento al por menor/ aprovisionamiento del combustible como producto


Combustión/ conversión del combustible en el buque

Aprovisionamiento del combustible


Figura 1: Cadena de suministro genérica xxx xxxx a la estela


2.8 En el apéndice 1 de las presentes directrices figura una lista inicial no exhaustiva de combustibles, en la que se describen los principales combustibles marinos actuales y previstos para el futuro.


PARTE II: METODOLOGÍA


3 ENFOQUE GENERAL


3.1 Un enfoque basado en la evaluación del ciclo de vida (LCA) proporciona una evaluación integral del producto/servicio/sistema xxx xxxx a la estela mediante la utilización de datos específicos de la actividad objeto de examen. La metodología LCA sigue la trayectoria del combustible xxxxxx desde la obtención de la materia prima hasta su utilización a bordo del buque y evalúa la intensidad de los GEI en su ciclo de vida. Se trata de un enfoque que, utilizado dentro de los límites de la cuantificación de las emisiones de GEI del WtW, es aplicable en todas las regiones geográficas en las que se producen emisiones y permite cuantificar la intensidad de los GEI en toda la cadena de suministro de combustible/energía.


3.2 Los principios generales y la metodología pueden consultarse en la norma ISO 14044:2006: Gestión ambiental — Análisis del ciclo de vida — Requisitos y directrices. En la norma ISO 14040:2006: Gestión ambiental — Análisis del ciclo de vida — Principios y marco de referencia se establece el marco de la LCA, con miras a cuantificar los efectos ambientales de los productos, procesos y servicios que tienen lugar en la cadena de

suministro. Partiendo de esta base, se puede adaptar una metodología LCA específica para su aplicación a los combustibles marinos.


3.3 Las emisiones del WtT representan las emisiones de GEI resultantes del cultivo o la extracción de las materias primas, la producción y el transporte del combustible hasta el lugar donde se utiliza, incluido el aprovisionamiento.


3.4 Las emisiones del TtW representan las emisiones de GEI resultantes de la utilización del combustible a bordo (por ejemplo, la combustión), incluidas las posibles fugas (emisiones fugitivas y escapes), en los casos que sean pertinentes para la evaluación de los GEI.


3.5 Las emisiones del WtW son la suma de las emisiones del WtT y del TtW y cuantifican las emisiones de GEI de todo el ciclo de vida de un combustible y una trayectoria del combustible determinados, utilizados en un convertidor de energía determinado a bordo.


3.6 El enfoque atributivo tiene en cuenta todos los procesos que tienen lugar en toda la cadena de suministro de las trayectorias de combustible/portadores de energía, lo cual hace posible que se cuantifiquen las contribuciones por segmento a la intensidad total de GEI del producto final de combustible/energía utilizado a bordo de un buque. La ampliación de los límites del sistema en el caso de trayectorias específicas, en las que la materia prima o los productos intermedios se aparten del uso o usos existentes, podrá considerarse en función de cada caso.


3.7 En cuanto a la ampliación de los límites del sistema, con elementos consecuentes como el cambio de uso del suelo indirecto (ILUC), las preocupaciones manifestadas acerca de las incertidumbres y el riesgo de arbitrariedad indican que las materias primas que tienen un ILUC asociado deberían evaluarse únicamente mediante un enfoque basado en el riesgo, en el marco de los aspectos/temas de sostenibilidad, como parte de las presentes directrices.


3.8 En los casos en que a partir de un proceso de conversión se obtenga más de un producto, las emisiones relacionadas con la producción de combustible deberían asignarse entre el producto principal y los coproductos. Dentro de estos procesos de conversión, las emisiones se asignan utilizando su contenido energético, el denominado enfoque de "asignación de energía". En los casos en que la asignación de los coproductos no pueda realizarse sobre la base de su contenido energético (por ejemplo, el oxígeno resultante de la electrólisis del agua para la producción de H2), podrían considerarse otros métodos, en función de cada caso, tales como la asignación de masa o la asignación de ingresos xx xxxxxxx (también conocida como "asignación económica").


3.9 Por coproducto se entiende un resultado de un proceso de producción, que tiene valor económico y una oferta elástica (entendida como la existencia de una prueba clara del vínculo causal entre el valor xx xxxxxxx de la materia prima y la cantidad de materia prima que puede producirse).


3.10 Esta definición también se aplica en los casos en que la materia prima utilizada para producir combustibles es un desecho (sin valor económico) o un residuo (cuya producción es inevitable y que tiene un valor económico insignificante y requiere un procesamiento posterior para su utilización en el proceso de conversión principal). En caso de que la materia prima sea un desecho, un residuo o un producto derivado, las emisiones consideradas del WtT comienzan en el punto de recogida de la materia prima hasta el lugar donde se utiliza el producto final utilizado como combustible/energía.

3.11 De acuerdo con las "Directrices del IPCC para los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero" (en adelante, "las Directrices del IPCC"),4 todo carbono presente en el combustible derivado de la biomasa debería notificarse con carácter informativo y no incluirse en los totales sectoriales o nacionales a fin de evitar que se contabilice por partida doble, dado que las emisiones netas procedentes de la biomasa ya se contabilizan en el sector de la agricultura, la silvicultura y otros usos de la tierra (AFOLU) en el ámbito nacional.


3.12 El ámbito de aplicación de las Directrices LCA de la OMI no tiene efectos en las Directrices del IPCC ni las modifica. De acuerdo con las Directrices del IPCC, la navegación marítima internacional (consumo internacional de combustibles) se incluye en el grupo "Combustión móvil" dentro del sector de la energía, pero las emisiones procedentes del combustible utilizado por los buques en el transporte internacional no deberían incluirse en los totales nacionales de los inventarios nacionales de los GEI.


3.13 Una remesa de combustible puede ser una mezcla de combustibles producidos a partir de diversas fuentes y materias primas (por ejemplo, mezclando un 20 % de biodiésel con gasoil para usos marinos fósil) y/o a través de diferentes trayectorias de producción. El cálculo debería realizarse mediante la utilización de las medias ponderadas de la energía de los distintos componentes del combustible. En la FLL debería figurar la información pertinente en relación con cada componente. Los combustibles mezclados deberían incluirse en los sistemas de certificación y los factores pertinentes de emisión de GEI por defecto o reales (g CO2/MJ) deberían determinarse de manera proporcional a la energía que aporta cada combustible que forma parte de la mezcla.


4 XXX XXXX AL TANQUE (WtT)


4.1 La trayectoria de cada combustible xxxxxx pertinente debería describirse con claridad y las emisiones de GEI deberían calcularse durante cada etapa de la trayectoria del combustible. En las emisiones específicas de GEI de una trayectoria concreta de un combustible no convencional y no fósil podrán tenerse en cuenta diferentes características entre distintas regiones geográficas, en las que tiene lugar la producción y/o conversión de la materia prima, según proceda.


4.2 Cualquier otra referencia recogida en el presente documento a una "trayectoria del combustible" debería entenderse que incluye la estructura de la materia prima (el denominado dúo compuesto de naturaleza/fuente de carbono y tipo de materia prima) y el proceso de producción o conversión (teniendo presente que un mismo dúo de materia prima y tipo de combustible puede tener un proceso de producción o conversión diferente).


4.3 El objetivo de la metodología del WtT es cuantificar y evaluar la intensidad de los GEI de la producción de combustible, incluidas todas las etapas mencionadas en la figura 2. La materia prima de carbono y la trayectoria de producción de un combustible deberían identificarse con el fin de aplicar la metodología e incluirse en la FLL. En la figura 2 se presentan las etapas de producción que deberían incluirse en la metodología del WtT.


4 Directrices del IPCC de 2006 para los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero.


Transporte/ almacenamiento/ entrega/ almacenamiento al por menor/ aprovisionamiento del combustible como producto

Aprovisionamiento del combustible

Xxx xxxx al tanque


Extracción/ cultivo/ adquisición/ recuperación de la materia prima


Procesamiento (temprano)/ transformación en la fuente de la materia prima


Transporte de la materia prima al lugar de conversión


Conversión de la materia prima en combustible como producto


Figura 2: Cadena de suministro genérica xxx xxxx al tanque


4.4 El factor de emisión de GEI del WtT (g CO2eq/MJ(LCV) del combustible o electricidad) se calcula de acuerdo con la ecuación (1).

Ecuación (1)


𝐺𝐸𝐼𝑊𝑡𝑇 = 𝑒𝑓𝑒𝑐𝑢 + 𝑒𝑙 + 𝑒𝑝 + 𝑒𝑡𝑑 − 𝑒𝑠𝑐𝑎 − 𝑒𝑐𝑐𝑠


Término

Unidades

Explicación

𝑒𝑓𝑒𝑐𝑢

g CO2eq /

MJ(LCV)

Emisiones asociadas a la extracción/cultivo/adquisición/ recuperación de la materia prima

𝑒𝑙

g CO2eq / MJ(LCV)

Emisiones (emisiones anualizadas (durante 20 años) procedentes de las variaciones en las reservas de carbono

ocasionadas por el cambio de uso del suelo directo)5

𝑒𝑝

g CO2eq / MJ(LCV)

Emisiones asociadas al procesamiento y/o la transformación de la materia prima en la fuente y emisiones asociadas a la conversión de la materia prima en el producto combustible

final, incluida la generación de electricidad

𝑒𝑡𝑑

g CO2eq / MJ(LCV)

Emisiones asociadas al transporte de la materia prima a la planta de conversión y emisiones asociadas al transporte y almacenamiento, entrega local, almacenamiento al por menor y aprovisionamiento del combustible terminado

𝑒𝑠𝑐𝑎

g CO2eq / MJ(LCV)

Emisiones (ahorro anualizado de emisiones (durante 20 años) procedente de la acumulación de carbono en el suelo

a través de la mejora de la gestión agrícola)6


5 A la espera de la orientación metodológica ulterior que elabore la Organización, el valor del parámetro 𝑒𝑙

debería establecerse en cero.

6 A la espera de la orientación metodológica ulterior que elabore la Organización, el valor del parámetro 𝑒𝑠𝑐𝑎

debería establecerse en cero.


Término

Unidades

Explicación

𝑒𝑐𝑐𝑠

g CO2eq / MJ(LCV)

Crédito de emisiones procedentes de la captura y almacenamiento de carbono (eccs), que no se han contabilizado ya en ep. En ellas deberían tenerse debidamente en cuenta las emisiones evitadas mediante la captura y el secuestro del CO2 emitido, relacionadas con la extracción, el transporte, el procesamiento y la distribución del combustible (csc). Del crédito de emisiones antedicho deberían deducirse todas las emisiones resultantes del proceso de captura (ecc) y transporte (et) de CO2 hasta el almacenamiento final (incluidas las emisiones asociadas a la inyección, etc.).

Este elemento debería calcularse con la siguiente fórmula:

𝑒𝐶𝐶𝑆 = 𝑐𝑆𝐶 − 𝑒𝑐𝑐 − 𝑒𝑡 − 𝑒𝑠𝑡 − 𝑒𝑥

𝑐𝑠𝑐

g CO2

almacenado /

MJ(LCV)

Crédito de emisiones equivalente al CO2 neto capturado y almacenado (a largo plazo: 100 años)

𝑒𝑐𝑐

g CO2eq /

MJ(LCV)

Emisiones asociadas al proceso de captura, compresión y/o enfriamiento y almacenamiento temporal del CO2

𝑒𝑡

g CO2eq /

MJ(LCV)

Emisiones asociadas al transporte a un lugar de almacenamiento a largo plazo

𝑒𝑠𝑡

g CO2eq / MJ(LCV)

Toda emisión asociada al proceso de almacenamiento (a largo plazo: 100 años) del CO2 capturado (incluidas las emisiones fugitivas que puedan producirse durante el almacenamiento a largo plazo y/o la inyección de CO2 en el

lugar de almacenamiento)

𝑒𝑥

g CO2eq /

MJ(LCV)

Toda emisión adicional relacionada con la CCS


4.5 Las emisiones del WtT de la ecuación (1) incluyen las emisiones asociadas a la extracción o el cultivo de las materias primas, las fuentes de energía primaria utilizadas para la producción de bienes y servicios públicos, tales como los portadores de energía (por ejemplo, los combustibles y la electricidad), el transporte y la distribución (incluido el aprovisionamiento), el cambio de uso del suelo directo y las variaciones en las reservas de carbono (acumulación de carbono en el suelo).


4.6 En el procesamiento se incorporan todas las etapas y operaciones necesarias en relación con la extracción, la captura o el cultivo de la fuente de energía primaria. El proceso incluye la transformación básica en la fuente y las operaciones necesarias para que el recurso pueda transportarse al mercado (por ejemplo, secado, mejora química/física, tal como la conversión de gas a líquido, etc.).

4.7 El transporte, el procesamiento y la distribución incluyen el transporte de los productos en la trayectoria del combustible hasta el lugar de transformación, el acondicionamiento (como, por ejemplo, la compresión, la refrigeración, etc.), la distribución al mercado (es decir, el aprovisionamiento) y las fugas posteriores, así como las emisiones fugitivas que se produzcan en cualquiera de estas etapas.

4.8 Debería utilizarse la asignación de emisiones a los coproductos en función de su contenido energético, como la metodología más adecuada y fiable teniendo en cuenta el establecimiento de un método de certificación apropiado que utilice valores predecibles, reproducibles y estables.

4.9 El uso del suelo (directo e indirecto) para la producción de biocombustibles puede dar lugar a cambios de uso del suelo (LUC). Los LUC pueden clasificarse en directos (DLUC) e indirectos (ILUC).


4.10 La definición xx XXXX se basa en la norma ISO 14067:2018, donde se describe como un cambio en el uso o la gestión del suelo dentro del sistema del producto que se está evaluando. Los efectos xxx XXXX incluyen las emisiones y el secuestro resultantes de las variaciones de las reservas de carbono en la biomasa, la materia orgánica muerta y la materia orgánica del suelo, evaluados de conformidad con las Directrices del IPCC. Cuando estén disponibles, podrán utilizarse los datos específicos del sector o del país sobre las reservas de carbono; en caso contrario, pueden considerarse los factores de emisión por defecto de nivel 1 del IPCC. Dos términos de la ecuación del WtT (1) recogen, respectivamente, las emisiones resultantes del cambio de uso del suelo directo, a saber: el, y el secuestro o, dicho de otro modo, el aumento del contenido de carbono orgánico del suelo: esca.


4.11 La definición de ILUC se basa en la norma ISO 14067:2018, donde se describe como un cambio en el uso o la gestión del suelo, que es consecuencia de un cambio de uso del suelo directo, pero que se produce fuera del sistema del producto que se está evaluando. El ILUC tiene lugar como resultado de los efectos económicos inducidos por el aumento de la demanda de biocombustibles en los precios de los productos básicos, con los consiguientes cambios en la demanda y la oferta en todos los sectores económicos, incluida fundamentalmente la producción de alimentos y piensos. El ILUC no puede medirse directamente, sino que se hacen proyecciones con modelos económicos.


4.12 Debido a la variabilidad de los supuestos que sustentan la evaluación de los efectos indirectos, la evaluación cuantitativa de los efectos del ILUC sobre los GEI está sujeta a incertidumbre, una variabilidad cuantitativa elevada y al riesgo de que se llegue a conclusiones arbitrarias. Por estos motivos, el ILUC debería abordarse en esta etapa mediante un enfoque basado en el riesgo, lo que significa que no se calcularán ni asignarán valores cuantitativos a cada trayectoria del combustible. Las emisiones del ILUC, así como la dimensión espacial de los efectos del mismo, están en función de una serie de factores, tales como las condiciones y prácticas agrícolas locales/regionales, la demanda actual y prevista de importación de alimentos, las cuentas corrientes nacionales, el tipo de materia prima, los usos alternativos económicos de la misma materia prima, etc.


4.13 Un enfoque cualitativo del ILUC basado en el riesgo tiene en cuenta los aspectos que se indican a continuación:


.1 el riesgo de ILUC bajo califica y caracteriza los proyectos de producción de biocombustibles que suministran materia prima adicional sin perturbar los usos existentes del suelo. Cuando se incrementa la productividad en una zona de producción agrícola, solo los rendimientos adicionales, y no la totalidad de la producción, deberían considerarse de ILUC bajo; y


.2 el riesgo de ILUC alto califica y caracteriza los proyectos de producción de biocombustibles que se basan en cultivos alimentarios y para piensos, o los desplazan, y que se traducen en que la zona de producción de materias primas se extienda considerablemente hacia zonas del suelo con elevadas reservas de carbono.


4.14 En el apéndice 2 de las presentes directrices figuran los factores de emisión por defecto del WtT.

5 DEL TANQUE A LA ESTELA (TtW)


5.1 La metodología del TtW tiene por objeto cuantificar y evaluar la intensidad del CO2, el CH4 y el N2O emitidos a bordo del buque en relación con el uso de combustible, incluidas la combustión/conversión y todas las emisiones fugitivas que guardan relación con el potencial de calentamiento mundial.


5.2 Los factores de emisión de GEI del TtW deberían calcularse utilizando la ecuación (2):



𝐺𝐸𝐼𝑇𝑡𝑊

1

Ecuación (2)

1

= 𝐿𝐶𝑉 (

(1 – 100 (𝐶𝑠𝑙𝑖𝑝_𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒 + C𝑓𝑢𝑔)) × (𝐶𝑓𝐶𝑂2 × 𝑃𝐶𝑀𝐶𝑂2 + 𝐶𝑓𝐶𝐻4 × 𝑃𝐶𝑀𝐶𝐻4 + 𝐶𝑓𝑁2𝑂 × 𝑃𝐶𝑀𝑁2𝑂) +

1 )

+ (

100

(𝐶𝑠𝑙𝑖𝑝_𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒 + C𝑓𝑢𝑔 ) × 𝐶𝑠𝑓𝑥 × 𝑃𝐶𝑀𝑐𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡𝑖𝑏𝑙𝑒𝑥 ) − 𝑆𝐹𝑐 × 𝑒𝑐 − [𝑆𝐹𝑐𝑐𝑢 × 𝑒𝑐𝑐𝑢] − [𝑒𝑂𝐶𝐶𝑆]


Nota: respecto de los términos 𝑆𝐹𝑐𝑐𝑢, 𝑒𝑐𝑐𝑢 y 𝑒𝑜𝑐𝑐𝑠, se está a la espera de que la Organización elabore orientaciones metodológicas ulteriores. Para más información, véanse las notas a pie de página 11 a 13.


Término

Unidades

Explicación

Cslip_buque

Porcentaje de la masa total de combustible

Factor que representa el combustible (expresado en porcentaje de la masa total de combustible entregado al buque) que se fuga del convertidor de energía sin oxidarse (incluido el combustible que se fuga de la cámara de combustión/proceso de oxidación y xxx xxxxxx, según proceda)

𝐶𝑠𝑙𝑖𝑝_𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒 = 𝐶𝑠𝑙𝑖𝑝 ∗ (1 − 𝐶𝑓𝑢𝑔/100)

Cslip

Porcentaje de la masa total de combustible

Factor que representa el combustible (expresado en porcentaje de la masa total de combustible consumido en el convertidor de energía) que se fuga del convertidor de energía sin oxidarse (incluido el combustible que se fuga

de la cámara de combustión/proceso de oxidación y xxx xxxxxx, según proceda)

Cfug

Porcentaje de la masa de combustible

Factor que representa el combustible (expresado en porcentaje de la masa de combustible entregado al buque) que se fuga entre los tanques hasta el convertidor de energía que se filtra, ventila o pierde de otro modo en

el sistema7

Csfx

g GEI/g combustible

Factor que representa la proporción de GEI presente en los componentes del combustible (expresado en g GEI/g combustible)

Ejemplo: en el caso del GNL, este valor es 1

CfCO2

g CO2/g combustible

Factor de conversión de las emisiones de CO2 (g CO2/g del combustible completamente quemado) para las

emisiones del proceso de combustión y/u oxidación del combustible utilizado por el buque

CfCH4

g CH4/g combustible

Factor de conversión de las emisiones de CH4 (g CH4/g del combustible entregado al buque) para las emisiones


7 A la espera de la orientación metodológica ulterior que elabore la Organización que determine el factor o factores adecuados, el valor de Cfug debería establecerse en cero.


Término

Unidades

Explicación



del proceso de combustión y/u oxidación del combustible utilizado por el buque8

CfN2O

g N2O /g combustible

Factor de conversión de las emisiones de N2O (g N2O /g del combustible entregado al buque) para las emisiones del proceso de combustión y/u oxidación del combustible

utilizado por el buque

PCMCH4

g CO2eq/g CH4

Potencial de calentamiento mundial de CH4 a 100 años (basado en el Quinto Informe de Evaluación del IPCC 5).9 Definición de acuerdo con: xxxxx://xxx.xxxx.xx/xxxxxxxxxx-xxxxxx/xx0/

PCMN2O

g CO2eq/g N2O

Potencial de calentamiento mundial de N2O a 100 años (basado en el Quinto Informe de Evaluación del IPCC 5).10 Definición de acuerdo con:

xxxxx://xxx.xxxx.xx/xxxxxxxxxx-xxxxxx/xx0/

𝑃𝐶𝑀𝑐𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡𝑖𝑏𝑙𝑒𝑥

g CO2eq/g GEI

Potencial de calentamiento mundial a 100 años de los

GEI presentes en los componentes del combustible (basado en el Quinto Informe de Evaluación del IPCC 5)

𝑆𝐹𝑐

0 o 1

Factor de la fuente de carbono para determinar si los

créditos de emisiones generados por el crecimiento de la biomasa se tienen en cuenta en el cálculo del valor del TtW

𝑒𝑐

g CO2eq/g combustible

Créditos de emisiones generados por el crecimiento de la biomasa

𝑒𝑐𝑐𝑢11

g CO2eq/g combustible

Créditos de emisiones procedentes del CO2 capturado utilizado como reserva de carbono para producir combustibles sintéticos en el proceso de producción y

utilización de combustibles (que no se contabilizó en efecu y ep)

𝑆𝐹𝑐𝑐𝑢12

0 o 1

Factor de la fuente de carbono para determinar si los créditos de emisiones procedentes del CO2 capturado utilizado como reserva de carbono para producir combustibles sintéticos en el proceso de producción de combustible se tienen en cuenta en el cálculo del valor del

TtW

𝑒𝑜𝑐𝑐𝑠13

g CO2eq/g combustible

Crédito de emisiones procedentes de la captura y almacenamiento de carbono (eoccs), en los casos en que la captura de CO2 se produce a bordo. En ellas deberían tenerse debidamente en cuenta las emisiones evitadas a través de la captura y el secuestro de CO2 emitido, si la CCS se produce a bordo. Del crédito de emisiones antedicho han de deducirse todas las emisiones resultantes del proceso de captura (ecc) y transporte (et)

de CO2 hasta el almacenamiento final (incluidas las emisiones relacionadas con la inyección, etc.).


8 En el caso del combustible GNL/GNC, Cslip_motor cubre la función de CfCH4, por lo que CfCH4 se establece en cero para estos combustibles.

9 Establecido en 28 de acuerdo con el AR5 del IPCC.

10 Establecido en 265 de acuerdo con el AR5 del IPCC.

11 A la espera de la orientación metodológica ulterior que elabore la Organización, el valor de la multiplicación

𝑆𝐹𝑐𝑐𝑢 × 𝑒𝑐𝑐𝑢 debería establecerse en cero.

12 A la espera de la orientación metodológica ulterior que elabore la Organización, el valor de la multiplicación

𝑆𝐹𝑐𝑐𝑢 × 𝑒𝑐𝑐𝑢 debería establecerse en cero.

13 A la espera de la orientación metodológica ulterior que elabore la Organización, el valor de 𝑒𝑜𝑐𝑐𝑠 debería establecerse en cero.


Término

Unidades

Explicación



Este elemento debería calcularse con la siguiente fórmula:

𝑒𝑂𝐶𝐶𝑆 = 𝑐𝑆𝐶 − 𝑒𝑐𝑐 − 𝑒𝑡 − 𝑒𝑠𝑡 − 𝑒𝑥

𝑐𝑠𝑐

g CO2/g combustible

Crédito equivalente al CO2 capturado y almacenado (a largo plazo: 100 años)

𝑒𝑐𝑐

g CO2eq/g combustible

Toda emisión asociada al proceso de captura, compresión y almacenamiento temporal a bordo del CO2

𝑒𝑡

g CO2eq/g combustible

Emisiones asociadas al transporte a un lugar de almacenamiento a largo plazo

𝑒𝑠𝑡

g CO2eq/g combustible

Toda emisión asociada al proceso de almacenamiento (a largo plazo: 100 años) del CO2 capturado (incluidas las emisiones fugitivas que puedan producirse durante el almacenamiento a largo plazo y/o la inyección de CO2 en

el lugar de almacenamiento)

𝑒𝑥

g CO2eq/g combustible

Toda emisión adicional relacionada con la CCS

LCV

MJ/g

Por poder calorífico inferior se entiende la cantidad de calor que se desprendería de la combustión completa de

un combustible determinado


5.3 Con miras a disponer de unas directrices LCA que puedan aplicarse de manera clara, sólida y coherente a todas las medidas posibles, la metodología permite calcular dos valores del TtW, tal como se indica a continuación:


.1 valor 1 de la intensidad de los GEI del TtW: calculado con independencia de la fuente de carbono, por lo que los parámetros ec y eccu no deberían tenerse en cuenta y los valores de SFc y SFccu deberían ser siempre 0; y


.2 valor 2 de la intensidad de los GEI del TtW: calculado teniendo en cuenta la fuente de carbono en relación con los combustibles de origen biogénico o elaborados a partir de carbono capturado, por lo que los parámetros ec y eccu deberían tenerse en cuenta y los valores de SFc y SFccu deberían ser siempre 1.


5.4 La intensidad real de los GEI depende tanto de las propiedades del combustible como de la eficiencia de la conversión energética. En el caso del CO2, los factores de emisión se basan en la relación molar entre el carbono y el oxígeno multiplicada por la masa de carbono del combustible, suponiendo que todo el carbono presente en el combustible se oxide (combustión estequiométrica). Los factores de emisión del CH4 y el N2O dependen del proceso de combustión y/o conversión que tiene lugar en el convertidor de energía.


5.5 Esta metodología del TtW también puede tener en cuenta las reacciones electroquímicas que forman los GEI en el caso de que en el futuro se utilicen, por ejemplo, pilas de combustible con una unidad de conversión.


5.6 En el apéndice 2 de las presentes directrices figuran los factores de emisión por defecto del TtW.

6 XXX XXXX A LA ESTELA (WtW)


6.1 La metodología del WtW tiene por objeto integrar las partes del WtT y del TtW, con miras a cuantificar las emisiones de todo el ciclo de vida que guardan relación con la producción y la utilización de un combustible.


6.2 El factor de emisión de GEI del WtT (g CO2eq/MJLCV del combustible o electricidad) se calcula del siguiente modo:

Ecuación (3)


𝐺𝐸𝐼𝑊𝑡𝑊 = 𝐺𝐸𝐼𝑊𝑡𝑇 + 𝐺𝐸𝐼𝑇𝑡𝑊

donde:


Término

Unidades

Explicación


GEIWtW

g CO2eq/MJ

(LCV)

Emisiones totales de GEI xxx xxxx a la estela por unidad de energía procedentes de la utilización de combustible o electricidad de un consumidor a bordo del buque

GEIWtT

g CO2eq/MJ

(LCV)

Emisiones previas totales de GEI xxx xxxx al tanque por unidad de energía del combustible suministrado al buque

GEITtW

g CO2eq/MJ

(LCV)

Emisiones posteriores totales de GEI del tanque a la estela por

unidad de energía procedentes de la utilización de combustible o electricidad de un consumidor a bordo del buque


Ecuación (4)

𝐺𝐸𝐼𝑊𝑡𝑊

= 𝑒𝑓𝑒𝑐𝑢 + 𝑒𝑙 + 𝑒𝑝 + 𝑒𝑡𝑑 − 𝑒𝑠𝑐𝑎 − 𝑒𝑐𝑐𝑠

1

1 (1 – 100 (𝐶𝑠𝑙𝑖𝑝_𝑏𝑢𝑞𝑢𝑒 + C𝑓𝑢𝑔 )) × (𝐶𝑓𝐶𝑂2 × 𝑃𝐶𝑀𝐶𝑂2 + 𝐶𝑓𝐶𝐻4 × 𝑃𝐶𝑀𝐶𝐻4 + 𝐶𝑓𝑁2𝑂 × 𝑃𝐶𝑀𝑁2𝑂) +

+ 𝐿𝐶𝑉 (

1 )

( (𝐶𝑠𝑙𝑖𝑝𝑏𝑢𝚐𝑢𝑒 + C𝑓𝑢𝑔 ) × 𝐶𝑠𝑓𝑥 × 𝑃𝐶𝑀𝑐𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡𝑖𝑏𝑙𝑒𝑥 ) − 𝑆𝐹𝑐 × 𝑒𝑐 − 𝑆𝐹𝑐𝑐𝑢 × 𝑒𝑐𝑐𝑢 − 𝑒𝑂𝐶𝐶𝑆

100


Nota: respecto de los términos 𝑆𝐹𝑐𝑐𝑢, 𝑒𝑐𝑐𝑢 y 𝑒𝑜𝑐𝑐𝑠, se está a la espera de que la Organización elabore orientaciones metodológicas ulteriores. Para más información, véase la sección 5.2.


6.3 A efectos del cálculo del WtW, debería utilizarse el valor 2 del TtW calculado de conformidad con el párrafo 5.3.2.


7 SOSTENIBILIDAD


7.1 La sostenibilidad de los combustibles marinos debería evaluarse teniendo en cuenta los siguientes aspectos/temas sobre la base del ciclo de vida:


.1 gases de efecto invernadero (GEI);

.2 fuente de carbono;

.3 fuente de electricidad/energía;

.4 reservas de carbono – cambio de uso del suelo directo (DLUC);

.5 reservas de carbono – cambio de uso del suelo indirecto (ILUC);

.6 agua;

.7 aire;

.8 suelo;

.9 desechos y productos químicos; y

.10 conservación.

En una fase posterior podrán considerarse otros aspectos/temas de sostenibilidad social y económica.


7.2 A continuación se especifican los principios/objetivos junto con los criterios de medición/indicadores asociados de cada uno de los aspectos/temas de sostenibilidad.


Cuadro 1: Aspectos/temas de sostenibilidad


Aspecto/tema

Principio/objetivo

Criterio de medición/indicador


1 Gases de efecto invernadero (GEI)

Los combustibles marinos sostenibles generan menos emisiones de GEI que los combustibles marinos convencionales (media ponderada basada en la energía de los productos líquidos derivados del petróleo de acuerdo con los datos notificados al DCS en tres años específicos) tomando como base el ciclo de vida.


1. Intensidad de los GEI en g CO2eq/MJ (PCM 100); e intensidad de los GEI en g CO2eq/MJ (PCM 20) a efectos comparativos.


2 Fuente de carbono


Los combustibles marinos sostenibles no aumentan la intensidad de los GEI procedente de la utilización de las fuentes de energía fósiles y la permanencia del carbono capturado y almacenado está garantizada, al tiempo que se evita la duplicación del recuento entre los distintos sectores económicos.


1. Indicador de la fuente de carbono, incluidos su origen y contenido (en porcentaje) en la materia prima utilizada para elaborar el producto de combustible final, es decir, carbono fósil, biogénico, capturado (incluida la captura directa del aire (DAC), fósil de fuente puntual y biogénico de fuente puntual y otros (incluida la mezcla xx xxxxxxx).


3. Fuente de electricidad/energía

Los combustibles marinos sostenibles que requieren un aporte considerable de electricidad durante la etapa del WtT y la electricidad suministrada directamente a los buques se producen mediante la utilización de electricidad/energía procedente xx xxxxxxx renovables, nucleares o biogénicas, que son adicionales a los niveles de demanda actuales o de

larga duración, o mediante la utilización del excedente


1. La intensidad de los GEI de la electricidad utilizada en la producción de combustibles marinos o suministrada directamente a los buques (media anual, expresada en g CO2eq/kWh) basada en las emisiones totales y las horas reales de producción.


Aspecto/tema

Principio/objetivo

Criterio de medición/indicador


de electricidad durante las

horas de menor consumo.



4. Reservas de carbono – cambio de uso del suelo directo (DLUC)


Los combustibles marinos sostenibles no se producen a partir de la biomasa obtenida de tierras ricas en reservas de carbono; la producción de combustibles marinos sostenibles reduce al mínimo las emisiones resultantes del cambio de uso del suelo directo.


1. La materia prima utilizada en la producción de combustibles marinos sostenibles no incluye la biomasa obtenida de tierras ricas en reservas de carbono (por ejemplo, bosques primarios, humedales o turberas a los que se aplica una fecha límite específica de conversión), o se dispone de un plan de ordenación sostenible de la tierra y un calendario de presentación de informes con el fin de garantizar que la biomasa se obtiene de actividades o servicios de los ecosistemas que no repercuten negativamente en las reservas de carbono del suelo;

2. La producción de combustibles marinos sostenibles no tiene lugar en tierras convertidas de bosques primarios, terrenos forestales, pastizales o tierras legalmente protegidas, tomando como fecha límite el (1 de enero de 2008);14 y

3. Indicador del cambio de uso del suelo directo (DLUC), expresado en intensidad de GEI (incluidas las emisiones de CO2, CH4 y N2O),

es decir, masa de CO2 equivalente/MJ de producción o rendimiento de materia prima.


14 A la espera de la orientación ulterior que elabore la Organización.


Aspecto/tema

Principio/objetivo

Criterio de medición/indicador


5. Reservas de carbono – cambio de uso del suelo indirecto (ILUC);

El cultivo de materias primas para la producción de combustibles marinos sostenibles reduce al mínimo las posibilidades de provocar cambios negativos en el uso o la ordenación de la tierra que tiene lugar fuera del sistema de los productos que se

están evaluando.


1. El cultivo de materias primas para la producción de combustibles marinos sostenibles entraña un riesgo indirecto para las reservas de carbono (véase el

párrafo 4.13).


6. Agua


La producción de combustibles marinos sostenibles mantiene o mejora la calidad y disponibilidad del agua.

1. Se dispone de prácticas operacionales con miras a

1) mantener la calidad del agua; y

2) utilizar el agua de forma eficaz y evitar que los recursos hídricos se agoten (incluidas las aguas superficiales, las renovables y las fósiles/subterráneas) más allá de su capacidad de reposición;

2. Respeto de la toma de decisiones de la población local sobre la gestión del agua;

3. Efectos ambientales del agua (consumo de agua ponderado sobre la escasez de agua);

4. Indicador del uso del agua expresado en m3/año por MJ o producción o rendimiento de la materia prima;

5. Indicador de la eutrofización del agua dulce, por ejemplo, expresado en kg de fósforo equivalente (Peq) y kg de nitrógeno equivalente (Neq) que se liberan al agua dulce/kg de materia prima producida o por MJ, respectivamente; y

6. Indicador de la eutrofización de los océanos, por ejemplo, expresado en kg de fósforo equivalente (Peq) y kg de nitrógeno equivalente (Neq) que se liberan al agua de mar/kg de materia

prima producida o por MJ, respectivamente.


7. Aire

La producción de combustibles marinos sostenibles reduce al mínimo los efectos negativos en la calidad

del aire.

1. El combustible xxxxxx se produce en unas instalaciones que cumplen plenamente todas las leyes y reglamentos locales, nacionales y regionales relativos a

la contaminación atmosférica.


Aspecto/tema

Principio/objetivo

Criterio de medición/indicador


8. Suelo


La producción de combustibles marinos sostenibles mantiene o mejora la salud del suelo.

1. Se han implantado las mejores

prácticas de gestión agrícola y forestal para la producción de materias primas o la recogida de residuos con el fin de mantener o mejorar la salud del suelo, tales como las condiciones físicas, químicas y biológicas; y

2. El combustible xxxxxx se produce en unas instalaciones que cumplen plenamente todas las leyes y reglamentos locales, nacionales y regionales relativos a la salud del suelo.


9. Desechos y productos químicos


La producción de combustibles marinos sostenibles mantiene o mejora la gestión responsable de los desechos y la utilización de productos químicos.

1. Se implantan prácticas operacionales con miras a garantizar que los desechos generados por los procesos de producción, y los productos químicos utilizados en ellos, se reduzcan al mínimo en las etapas de almacenamiento, manipulación y eliminación. Se fomenta la reutilización o el reciclaje de los productos químicos y desechos.

2. Se dispone de procedimientos para reducir al mínimo la utilización de materiales que no son ni reciclables ni biodegradables;

3. Media (en toneladas) de desechos peligrosos generados por MJ de combustible producido; y

4. Media (en toneladas) de productos químicos industriales específicos consumidos por MJ de

combustible producido.


Aspecto/tema

Principio/objetivo

Criterio de medición/indicador


10. Conservación


La producción de combustibles marinos sostenibles mantiene o mejora la biodiversidad y los ecosistemas, o los servicios de conservación.

1. Los combustibles marinos no se

producen a partir de materias primas obtenidas en zonas que, debido a su biodiversidad, valor para la conservación o servicios de los ecosistemas, están protegidas por el Estado que tiene jurisdicción sobre ellas. Se aportan pruebas de que la actividad no interfiere con los fines de protección; y

2. Se seleccionan para su cultivo materias primas de bajo riesgo invasivo y se adoptan medidas de control adecuadas con la intención de evitar la propagación sin control de especies exóticas

cultivadas y microorganismos modificados.

8 ETIQUETA DEL CICLO DE VIDA DEL COMBUSTIBLE (FLL)


8.1 La FLL es una herramienta técnica para recopilar y transmitir la información pertinente para la evaluación del ciclo de vida de los combustibles marinos y los portadores de energía (por ejemplo, la electricidad para el suministro eléctrico en puerto) utilizados para la propulsión del buque y la generación de energía a bordo en el contexto de las presentes directrices.


8.2 La FLL consta de cinco partes principales, tal como se ilustra a continuación:


Parte A-1

Parte A-2

Parte A-3

Parte A-4

Parte A-5

Tipo de combustible (mezcla)

Código de trayectoria del combustible

Poder calorífico inferior (LCV, MJ/g)

Proporción en la mezcla de combustibles

(%MJ(LCV)/MJ(LCV))

Factor de emisión de GEI del WtT (PCM 100,

g CO2eq/MJ(LCV))

+

Parte B-1

(Parte B-2)15

Créditos de emisión relacionados con la fuente de carbono biogénico (𝑒𝑐, en g CO2/g del

combustible sobre la base del PCM 100)

(Créditos de emisión relacionados con la fuente de carbono capturado (𝑒𝑐𝑐𝑢, en g CO2/g del combustible

sobre la base del PCM 100)).

+

Parte C-1

Parte C-2

Parte C-3

Valor 1 (NO se tiene en cuenta la fuente de carbono):

Factor de emisión de GEI del TtW (PCM 100,

g CO2eq/MJ(LCV))

Valor 2 (se tiene en cuenta la fuente de carbono):

Factor de emisión de GEI del TtW (PCM 100,

g CO2eq/MJ(LCV))


Convertidor de energía

+

Parte D

Parte E

Factor de emisión de GEI del WtW (PCM 100, g CO2eq/MJ(LCV))

Nota: Parte D = Parte A-5 + Parte C-2


Sostenibilidad (Certificación)16


8.3 Las distintas partes (proveedores de combustible, propietarios/armadores, Administración/OR, etc.) pueden utilizar partes diferentes de la FLL para fines diversos en toda la trayectoria del combustible. Como tal, cada parte interesada puede utilizar aquellas partes de la FLL que sean relevantes para sus actividades y propósitos, en lugar del documento integrado completo.


8.4 A continuación se explican las cinco partes principales de la FLL.


.1 la parte A de la FLL indica:


.1 el tipo de combustible (parte A-1);

.2 el código de trayectoria del combustible (parte A-2);

.3 el poder calorífico inferior (parte A-3, en MJ/g); y

.4 el factor de emisión de GEI del WtT (parte A-5, en g CO2eq/MJ(LCV) calculado sobre la base del PCM 100).



15 A la espera de la orientación metodológica ulterior que elabore la Organización (véase la sección 5).


16 A la espera de la orientación ulterior que elabore la Organización.

La parte A-4 solo es aplicable cuando una remesa de combustible se suministra al buque como mezcla de combustibles con distinto código de trayectoria del combustible (en adelante, "mezcla de combustibles") e indica la proporción de cada componente de la mezcla de combustibles presente en ella (en % MJ(LCV)/MJ(LCV)). Si las mezclas de combustibles aparecen expresadas en volumen, es necesario volver a realizar el cálculo sobre la base de la energía en función de los valores de LCV de los componentes de la mezcla;


En el caso de las mezclas de combustibles suministradas a un buque, la información sobre el tipo de combustible correspondiente a la mezcla se presenta en la parte A-1 encima de sus componentes, que aparecen por orden porcentual de composición en el combustible, por ejemplo, X (70 %), Y (20 %), Z (10 %). Las partes A-5, C-1, C-2 y D son el valor medio ponderado en función de la proporción de energía (% MJ(LCV)/MJ(LCV)) de cada componente del combustible, mientras que las partes A-2 a A-4, B y E se mantienen en blanco. Cada componente de la mezcla de combustibles con un código específico de trayectoria del combustible se presenta en una fila separada debajo de la fila correspondiente a la mezcla;


.2 la parte B de la FLL indica los créditos de carbono relacionados con la fuente de carbono, incluidos:


.1 ec (parte B-1, en g CO2/g del combustible calculado sobre la base del PCM 100); y


.2 eccu (parte B-2, en g CO2/g del combustible calculado sobre la base del PCM 100)),17


según lo dispuesto en la sección 5 de las presentes directrices;


.3 la parte C de la FLL indica el factor de emisión de GEI del TtW del tipo de combustible junto con el convertidor o convertidores de energía a bordo del buque (parte C-3). El factor de emisión de GEI del TtW del tipo de combustible se clasifica a su vez del siguiente modo:


.1 valor 1 en los casos en que no se tiene en cuenta la fuente de carbono (parte C-1, en g CO2eq/MJ(LCV) calculado sobre la base del PCM 100); y


.2 valor 2 en los casos en que se tiene en cuenta la fuente de carbono (parte C-2, en g CO2eq/MJ(LCV) calculado sobre la base del PCM 100),


según lo dispuesto en la sección 5 de las presentes directrices;


.4 la parte D de la FLL indica el factor de emisión de GEI del WtW del tipo de combustible (en g CO2eq/MJ(LCV) calculado sobre la base del GWP 100), que es siempre la suma de la parte A-5 y la parte C-2; y


.5 la parte E de la FLL indica los resultados de la sostenibilidad del combustible, según lo dispuesto en la sección 7 de las presentes directrices.



17 A la espera de la orientación metodológica ulterior que elabore la Organización. Para más información sobre el parámetro eccu y la parte B-2 de la FLL, véanse las secciones 5.2 y 8.2, respectivamente.

PARTE III: FACTORES DE EMISIÓN POR DEFECTO Y VALORES REALES

9 FACTORES DE EMISIÓN POR DEFECTO

9.1 Los principios y el procedimiento descritos para determinar los factores de emisión por defecto con arreglo a la presente sección 9 se han utilizado para el establecimiento de los factores de emisión por defecto y deberían seguir siendo válidos en relación con los factores que se establezcan.


9.2 Los factores de emisión por defecto del WtT deberían calcularse mediante supuestos representativos y moderados, en los que se tenga en cuenta la variabilidad en el rendimiento de las trayectorias de transformación de las materias primas en combustible en las distintas regiones y Estados del mundo.


9.3 Con el fin de establecer un factor de emisión por defecto del WtT, deberían considerarse, como mínimo, tres valores de referencia procedentes de tres fuentes diferentes y representativas. Entre los tres (o más) valores considerados, debería seleccionarse por defecto el valor de emisión superior y debería facilitarse la gama de factores de emisión disponibles con fines informativos. Los valores de referencia deberían ir acompañados de la información técnica y científica pertinente (véase la plantilla que figura en el apéndice 4) y deberían evaluarse en función de la información correspondiente, según proceda, incluida la concordancia entre los valores de referencia.

9.4 Las emisiones relacionadas con las variaciones en las reservas de carbono ocasionadas por el cambio de uso del suelo directo (DLUC) (el) y el ahorro de emisiones procedente de la acumulación de carbono en el suelo a través de la mejora de la gestión agrícola (esca) se consideran como cero para el establecimiento de los factores iniciales de emisión por defecto. Lo mismo ocurre con los parámetros relacionados con la captura y almacenamiento de carbono (CCS), que han de continuar elaborándose.


9.5 En el apéndice 2 figuran los factores de emisión por defecto del TtW, incluidos los factores de escape por tipo de combustible y por tipo de convertidor (en el caso de aquellos combustibles y convertidores para los que se dispone de dichos factores en la resolución MEPC.364(79): "Directrices de 2022 sobre el método de cálculo del índice de eficiencia energética de proyecto (EEDI) obtenido para buques nuevos" y en el Cuarto Estudio de la OMI sobre GEI (2020)). Podrán establecerse otros factores de emisión por defecto del TtW (con la excepción del CfCO2 previsto en la resolución MEPC.364(79)) ajustándose a las mismas reglas que en el caso de los factores de emisión por defecto del WtT, descritas en el párrafo 9.3. No se establecen factores de emisión por defecto para la utilización de la CCS a bordo (eoccs) y la cantidad de carbono capturado por unidad de masa de combustible debería certificarse de manera específica. Se ha de proseguir con la elaboración de los parámetros relacionados con los créditos de emisión procedentes del CO2 capturado utilizado como reserva de carbono para producir combustibles sintéticos (eccu).


9.6 Dado que se considera que la definición de los factores Cfug es un parámetro difícil de medir, dichos factores deberían establecerse mediante los mejores conocimientos existentes y se tratarán en una etapa posterior. Hasta que se definan dichos factores, Cfug debería establecerse en 0.


9.7 En caso de que se propongan categorías adicionales de convertidores de energía (que no aparezcan enumerados en el apéndice 2), podrán seguirse las reglas para el establecimiento de los factores de emisión por defecto del TtW, descritas en el párrafo 9.5 anterior, con miras a garantizar que estos nuevos convertidores (por ejemplo, pilas de combustible) también puedan asociarse a un factor de emisión por defecto.

10 FACTORES REALES DE EMISIÓN


10.1 Los factores reales de emisión tienen por objeto permitir demostrar un rendimiento superior en materia de GEI en comparación con los factores de emisión por defecto, a reserva de la verificación y certificación por terceros.


10.2 Los factores de emisión del WtT y del TtW deberían basarse en las metodologías establecidas en las presentes directrices. Los valores reales proporcionan la intensidad de los GEI del WtW (WtT y TtW) para un combustible determinado en todo el ciclo de vida (desde la producción del combustible hasta su utilización a bordo).


10.3 En el caso de las trayectorias que se incluyen en el apéndice 1, debería facilitarse la descripción y el método de cálculo para el establecimiento de los factores reales de emisión del WtT. Además, en el caso de las trayectorias que no se han incluido en el apéndice 1, debería facilitarse una descripción pormenorizada de la trayectoria.


10.4 La utilización de los factores reales de emisión del WtT no es aplicable a las trayectorias de combustible exclusivamente fósil. No obstante, en el caso de los combustibles que se producen a partir del carbono capturado de origen fósil y de los combustibles fósiles en los que se aplica la tecnología de CCS/CCUS, se pueden utilizar valores reales. Para el componente fósil de un combustible mezclado, deberían utilizarse los factores de emisión por defecto del componente fósil.


10.5 Los factores reales de emisión del TtW que se facilitan en las presentes directrices pueden utilizarse en relación con todas las trayectorias de combustible.18


PARTE IV: VERIFICACIÓN Y CERTIFICACIÓN


11 ELEMENTOS SUJETOS A VERIFICACIÓN/CERTIFICACIÓN


11.1 Cuando se utilice como prueba de rendimiento, la FLL ha de verificarse y certificarse por terceros, teniendo en cuenta las orientaciones adicionales que elabore la Organización.


11.2 Organismos de verificación distintos podrán llevar a cabo por separado la verificación y la certificación de las partes A, B, C y E de la FLL. La verificación y la certificación de la parte D de la FLL deben basarse en las partes A, B y C verificadas.


11.3 En el apéndice 2 figuran los factores de emisión por defecto de las partes A-5, C-1, C-2 y D de la FLL correspondientes a los tipos de combustible que cuentan con un código de trayectoria del combustible específico y cuyo consumo tendrá lugar en un convertidor de energía concreto. Siempre que las partes A-1 a A-4 y C-3 de la FLL se hayan verificado debidamente, los factores de emisión por defecto que contienen las presentes directrices podrán aplicarse como corresponda sin necesidad de realizar nuevas verificaciones.


11.4 En caso de que se aleguen factores de emisión inferiores a los factores de emisión por defecto en relación con las partes A-5, C-1, C-2 y/o D, los factores reales de emisión solo podrán utilizarse tras la verificación y la certificación por terceros, teniendo en cuenta las orientaciones adicionales a que se hace referencia en el párrafo 11.1.



18 Habría que seguir trabajando en el establecimiento de metodologías de verificación y certificación.

12 IDENTIFICACIÓN DE SISTEMAS/NORMAS DE CERTIFICACIÓN


12.1 En la verificación y la certificación de las distintas partes de la FLL se utilizarán los sistemas/normas de certificación pertinentes. Las distintas partes de la FLL podrán verificarse mediante la utilización de sistemas/normas de certificación diferentes, según proceda, a la vez que una parte específica de la FLL podrá abordarse mediante diversos sistemas/normas de certificación cuyo alcance sea similar.


12.2 El Comité debería reconocer los sistemas/normas de certificación utilizados para los fines especificados en el párrafo 12.1 anterior, teniendo en cuenta las orientaciones que elabore la Organización. La lista de sistemas/normas de certificación reconocidos debería estar a disposición del público y mantenerse sometida a examen.


12.3 Las propuestas encaminadas a reconocer sistemas/normas de certificación internacionales deberían someterse al examen del Comité, incluida la evaluación de una serie de criterios predeterminados que se elaborarán posteriormente a tal efecto.


12.4 El marco, los criterios y los procedimientos que conducen al reconocimiento de los sistemas de certificación deberían implantarse de manera uniforme con el fin de garantizar la calidad, la fiabilidad y la solidez del marco de la OMI en su conjunto y asegurar la igualdad de condiciones entre los distintos sistemas de certificación.


PARTE V: EXAMEN


13 PROCESO DE EXAMEN CONTINUO


13.1 Con el fin de garantizar que se tengan presentes los avances tecnológicos y los conocimientos científicos nuevos, las presentes directrices deberían mantenerse sometidas a un examen técnico continuo que tenga en cuenta las tecnologías emergentes y en evolución.


13.2 En particular, deberían mantenerse sometidos a examen los siguientes elementos:


.1 los factores de emisión por defecto del WtT, del TtW y del WtW, tal como se especifica en el apéndice 2; y


.2 las trayectorias de combustible nuevas propuestas y los factores de emisión por defecto correspondientes, además de los especificados en el apéndice 1.


APÉNDICE 1


LISTA DE COMBUSTIBLES JUNTO CON LOS CÓDIGOS DE TRAYECTORIA DEL COMBUSTIBLE



Orden


Grupo


Tipo de combustible

Estructura de la materia prima

Proceso de conversión/producción

Código de trayectoria del combustible

Tipo de materia prima

Naturaleza/fuente de carbono


Tipo de proceso

Energía utilizada en el proceso

1

HFO (VLSFO)

Fueloil pesado (ISO 8217 grados RME, RMG y RMK,

con un contenido de azufre del 0,10

< S ≤ 0,50 %)

Petróleo crudo

Fósil

Proceso ordinario en refinería

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

HFO(VLSFO)_f_SR_gm

2

HFO (HSHFO)

Fueloil pesado (ISO 8217 grados RME, RMG y RMK,

con un contenido

de azufre que exceda el 0,50 %)

Petróleo crudo

Fósil

Proceso ordinario en refinería

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

HFO(HSHFO)_f_SR_gm

3

LFO (XXXXX)

Fueloil ligero (ISO 8217 grados

RMA, RMB y RMD,

con un contenido máximo de azufre del 0,10 %)

Petróleo crudo

Fósil

Proceso ordinario en refinería

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LFO(XXXXX)_f_SR_gm

4

LFO (VLSFO)

Fueloil ligero (ISO 8217 grados

RMA, RMB y RMD,

con un contenido de azufre del 0,10

< S ≤ 0,50 %)

Petróleo crudo

Fósil

Proceso ordinario en refinería

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LFO(VLSFO)_f_SR_gm

5

Diésel/gasóleo (XXXXX)

Diésel/gasóleo para usos marinos

(ISO 8217 grados DMX, DMA, DMZ y

Petróleo crudo

Fósil

Proceso ordinario en refinería

Electricidad generada por una combinación

xx xxxxxxx

MDO/MGO(XXXXX)_f_SR_g

m




DMB con un contenido máximo de azufre

del 0,10 %)






6

Diésel/gasóleo (VLSFO)

Diésel/gasóleo para usos marinos

(ISO 8217 grados DMX, DMA, DMZ y

DMB con un contenido de azufre del 0,10 < S

≤ 0,50 %)

Petróleo crudo

Fósil

Proceso ordinario en refinería

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

MDO/MGO(VLSFO)_f_SR_g

m

7

Diésel/gasóleo (XXXXX)

Combustible xxxxxx coprocesado biológico (ISO 8217 grados DMX, DMA, DMZ y DMB con un contenido máximo de azufre

del 0,10 %)

Petróleo crudo

+ biomasa mixta

Fósil/biogénico

Coprocesamiento en refinería

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

MDO/MGO(XXXXX)_f_b_CP

_gm

8

Diésel/gasóleo (VLSFO)

Combustible xxxxxx coprocesado biológico (ISO 8217 grados DMX, DMA, DMZ y DMB con un contenido de azufre del 0,10 < S

≤ 0,50 %)

Petróleo crudo

+ biomasa mixta

Fósil/biogénico

Coprocesamiento en refinería

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

MDO/MGO(VLSFO)_f_b_CP

_gm

9

Diésel/gasóleo (XXXXX)

Combustible xxxxxx coprocesado (ISO 8217 grados

DMX, DMA, DMZ y

DMB con un contenido máximo

Petróleo crudo

+ carbono reciclado

Fósil/carbono reciclado

Coprocesamiento en refinería

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

MDO/MGO(XXXXX)_f_r_CP

_gm




de azufre del 0,10 %)






10

Diésel/gasóleo (VLSFO)

Combustible xxxxxx coprocesado (ISO 8217 grados

DMX, DMA, DMZ y

DMB con un contenido de azufre del 0,10 < S

≤ 0,50 %)

Petróleo crudo

+ carbono reciclado

Fósil/carbono reciclado

Coprocesamiento en refinería

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

MDO/MGO(VLSFO)_f_r_CP

_gm

11

GPL19

F

Gas de petróleo licuado (propano)

Petróleo crudo

Fósil

Proceso ordinario en refinería y licuefacción

Electricidad generada por una combinación

xx xxxxxxx

LPG(Propane)_f_SR_gm

12

GPL

Gas de petróleo licuado (propano)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual fósil

H2: Reformado del metano con vapor procedente de

energía fósil

Síntesis y licuefacción xx Xxxxxxx-Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LPG(Propane)_fCO2_fH2_F T_gm

13

GPL

Gas de petróleo licuado (propano)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual fósil20

H2: procedente de electricidad

renovable

Síntesis y licuefacción xx Xxxxxxx-Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LPG(Propane)_fCO2_rH2_F T_gm


19 En lo que respecta al GPL, en las presentes directrices se considera que el producto final de las refinerías está siempre licuado.

20 CO2: La captura de carbono de fuente puntual fósil incluye el CO2 capturado procedente de la combustión de combustibles y el CO2 capturado procedente de la extracción de recursos del subsuelo.


14

GPL

Gas de petróleo licuado (propano)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual fósil


H2: Hidrógeno como subproducto de procesos

industriales

Síntesis y licuefacción xx Xxxxxxx-Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LPG(Propane)_fCO2_ibpH2_ FT_gm

15

GPL

Gas de petróleo licuado (propano)

CO2 + H2

CO2: Captura directa del aire

H2: Reformado del metano con vapor procedente de

energía fósil

Síntesis y licuefacción xx Xxxxxxx-Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LPG(Propane)_rCO2_fH2_F T_gm

16

GPL

Gas de petróleo licuado (propano)

CO2 + H2

CO2: Captura directa del aire H2: procedente de electricidad renovable

Síntesis y licuefacción xx Xxxxxxx-Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LPG(Propane)_rCO2_rH2_F T_gm

17

GPL

Gas de petróleo licuado (propano)

CO2 + H2

CO2: Captura directa del aire H2: Hidrógeno

como subproducto

de procesos industriales

Síntesis y licuefacción xx Xxxxxxx-Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LPG(Propane)_rCO2_ibpH2

_FT_gm

18

GPL

Gas de petróleo licuado (propano)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual biogénica H2: Reformado del metano con vapor procedente de

energía fósil

Síntesis y licuefacción xx Xxxxxxx-Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LPG(Propane)_bCO2_fH2_F T_gm


19

GPL

Gas de petróleo licuado (propano)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual biogénica H2: procedente de electricidad

renovable

Síntesis y licuefacción xx Xxxxxxx-Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LPG(Propane)_bCO2_rH2_F T_gm

20

GPL

Gas de petróleo licuado (propano)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual biogénica H2: Hidrógeno como subproducto de procesos

industriales

Síntesis y licuefacción xx Xxxxxxx-Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LPG(Propane)_bCO2_ibpH2

_FT_gm

21

GPL

Gas de petróleo licuado (butano)

Petróleo crudo

Fósil

Proceso ordinario en refinería y licuefacción

Electricidad generada por una combinación

xx xxxxxxx

LPG(Butane)_f_SR_gm

22

GPL

Gas de petróleo licuado (butano)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual fósil

H2: Reformado del metano con vapor procedente de

energía fósil

Síntesis y licuefacción xx Xxxxxxx-Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LPG(Butane)_fCO2_fH2_FT

_gm

23

GPL

Gas de petróleo licuado (butano)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual fósil

H2: procedente de electricidad

renovable

Síntesis y licuefacción xx Xxxxxxx-Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LPG(Butane)_fCO2_rH2_FT

_gm


24

GPL

Gas de petróleo licuado (butano)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual fósil

H2: Hidrógeno como subproducto de procesos

industriales

Síntesis y licuefacción xx Xxxxxxx-Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LPG(Butane)_fCO2_ibpH2_F T_gm

25

GPL

Gas de petróleo licuado (butano)

CO2 + H2

CO2: captura directa del aire

H2: Reformado del metano con vapor procedente de

energía fósil

Síntesis y licuefacción xx Xxxxxxx-Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LPG(Butane)_rCO2_fH2_FT

_gm

26

GPL

Gas de petróleo licuado (butano)

CO2 + H2

CO2: captura directa del aire H2: procedente de electricidad

renovable

Síntesis y licuefacción xx Xxxxxxx-Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LPG(Butane)_rCO2_rH2_FT

_gm

27

GPL

Gas de petróleo licuado (butano)

CO2 + H2

CO2: captura directa del aire H2: Hidrógeno

como subproducto de procesos industriales

Síntesis y licuefacción xx Xxxxxxx-Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LPG(Butane)_rCO2_ibpH2_ FT_gm

28

GPL

Gas de petróleo licuado (butano)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual biogénica H2: Reformado del metano con vapor procedente de

energía fósil

Síntesis y licuefacción xx Xxxxxxx-Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LPG(Butane)_bCO2_fH2_FT

_gm

29

GPL

Gas de petróleo licuado (butano)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual biogénica H2: procedente de electricidad

renovable

Síntesis y licuefacción xx Xxxxxxx-Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LPG(Butane)_bCO2_rH2_FT

_gm


30

GPL

Gas de petróleo licuado (butano)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual biogénica H2: Hidrógeno como subproducto de procesos

industriales

Síntesis y licuefacción xx Xxxxxxx-Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LPG(Butane)_bCO2_ibpH2_ FT_gm

31

GNL

Gas natural licuado (metano)

Gas natural

Fósil

Producción ordinaria de GNL,

incluida la licuefacción

Electricidad generada por

una combinación xx xxxxxxx

LNG_f_SLP_gm

32

GNL

Gas natural licuado (metano)

Mezcla de materias primas de 1ª, 2ª y 3ª

generación

Biogénica

Gasificación termoquímica seguida de metanización y

licuefacción

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LNG_b_G_M_gm

33

GNL

Gas natural licuado (metano)

Mezcla de materias primas de 1ª, 2ª y 3ª

generación

Biogénica

GNL bioderivado mediante digestión anaeróbica, separación y

licuefacción

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LNG_b_AD_gm

34

GNL

Gas natural licuado (metano)

Mezcla de materias primas de 1ª, 2ª y 3ª generación

Biogénica

GNL bioderivado mediante digestión anaeróbica, separación con captura de carbono de fuente puntual y almacenamiento a largo plazo de carbono y

licuefacción

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LNG_b_AD_CCS_gm

35

GNL

Gas natural licuado (metano)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual fósil

H2: Reformado del metano con vapor procedente de

energía fósil

Metanización y licuefacción

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LNG_fCO2_fH2_M_gm


36

GNL

Gas natural licuado (metano)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual fósil

H2: procedente de electricidad

renovable

Metanización y licuefacción

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LNG_fCO2_rH2_M_gm

37

GNL

Gas natural licuado (metano)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual fósil

H2: Hidrógeno como subproducto de procesos

industriales

Metanización y licuefacción

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LNG_fCO2_ibpH2_M_gm

38

GNL

Gas natural licuado (metano)

CO2 + H2

CO2: captura directa del aire

H2: Reformado del metano con vapor procedente de

energía fósil

Metanización y licuefacción

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LNG_rCO2_fH2_M_gm

39

GNL

Gas natural licuado (metano)

CO2 + H2

CO2: captura directa del aire H2: procedente de electricidad

renovable

Metanización y licuefacción

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LNG_rCO2_rH2_M_gm

40

GNL

Gas natural licuado (metano)

CO2 + H2

CO2: captura directa del aire H2: Hidrógeno

como subproducto

de procesos industriales

Metanización y licuefacción

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LNG_rCO2_ibpH2_M_gm

41

GNL

Gas natural licuado (metano)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual biogénica H2: Reformado del metano con vapor procedente de

energía fósil

Metanización y licuefacción

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LNG_bCO2_fH2_M_gm


42

GNL

Gas natural licuado (metano)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual biogénica H2: procedente de electricidad

renovable

Metanización y licuefacción

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LNG_bCO2_rH2_M_gm

43

GNL

Gas natural licuado (metano)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual biogénica H2: Hidrógeno como subproducto de procesos

industriales

Metanización y licuefacción

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

LNG_bCO2_ibpH2_M_gm

44

GNC

Gas natural comprimido (metano)

Gas natural

Fósil

Proceso ordinario en refinería y compresión

Electricidad generada por una combinación

xx xxxxxxx

CNG_f_SR_gm

45

GNC

Gas natural comprimido (metano)

Mezcla de materias primas de 1ª, 2ª y 3ª

generación

Biogénica

Gasificación termoquímica seguida de metanización y

compresión

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

CNG_b_G_M_gm

46

GNC

Gas natural comprimido (metano)

Mezcla de materias primas de 1ª, 2ª y 3ª

generación

Biogénica

GNL bioderivado mediante digestión anaeróbica y separación y

compresión

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

CNG_b_AD_gm

47

GNC

Gas natural comprimido (metano)

Mezcla de materias primas de 1ª, 2ª y 3ª generación

Biogénica

GNL bioderivado mediante digestión anaeróbica, separación con captura de carbono de fuente puntual y almacenamiento a largo plazo de carbono y

compresión

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

CNG_b_AD_CCS_gm


48

GNC

Gas natural comprimido (metano)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual fósil

H2: Reformado del metano con vapor procedente de

energía fósil

Metanización y compresión

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

CNG_fCO2_fH2_M_gm

49

GNC

Gas natural comprimido (metano)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual fósil

H2: procedente de electricidad

renovable

Metanización y compresión

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

CNG_fCO2_rH2_M_gm

50

GNC

Gas natural comprimido (metano)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual fósil

H2: Hidrógeno como subproducto de procesos

industriales

Metanización y compresión

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

GNC_fCO2_ibpH2_M_gm

51

GNC

Gas natural comprimido (metano)

CO2 + H2

CO2: captura directa del aire

H2: Reformado del metano con vapor procedente de

energía fósil

Metanización y compresión

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

CNG_rCO2_fH2_M_gm

52

GNC

Gas natural comprimido (metano)

CO2 + H2

CO2: captura directa del aire H2: procedente de electricidad

renovable

Metanización y compresión

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

CNG_rCO2_rH2_M_gm

53

GNC

Gas natural comprimido (metano)

CO2 + H2

CO2: captura directa del aire H2: Hidrógeno

como subproducto de procesos industriales

Metanización y compresión

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

CNG_rCO2_ibpH2_M_gm


54

GNC

Gas natural comprimido (metano)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual biogénica H2: Reformado del metano con vapor procedente de

energía fósil

Metanización y compresión

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

CNG_bCO2_fH2_M_gm

55

GNC

Gas natural comprimido (metano)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual biogénica H2: procedente de electricidad

renovable

Metanización y compresión

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

CNG_bCO2_rH2_M_gm

56

GNC

Gas natural comprimido (metano)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual biogénica H2: Hidrógeno como subproducto de procesos

industriales

Metanización y compresión

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

CNG_bCO2_ibpH2_M_gm

57

Etano

Etano

Gas natural

Fósil

Proceso ordinario en refinería

Electricidad generada por una combinación

xx xxxxxxx

Ethane_f_SR_gm

58

Combustible a base de aceite vegetal

Aceite vegetal puro

Materias primas de 1ª generación

Biogénica

Extracción y purificación

Electricidad generada por

una combinación xx xxxxxxx

SVO_b_EP _1stgen_gm

59

Combustible a base de aceite vegetal

Aceites y grasas usados

Materias primas de 2ª generación

Biogénica

Extracción y purificación

Electricidad generada por

una combinación xx xxxxxxx

UOF_b_EP _2ndgen_gm

60

Combustible a base de aceite vegetal

Aceite de algas

Materias primas de 3ª generación

Biogénica

Extracción y purificación

Electricidad generada por

una combinación xx xxxxxxx

AO_b_EP _3rdgen_gm


61

Xxxxxx

Xxxxxx (xxxxx metílico de ácido graso)

Materias primas de 1ª generación

Biogénica

Transesterificación

Electricidad generada por una combinación

xx xxxxxxx

FAME_b_TRE_1stgen_gm_

62

Xxxxxx

Xxxxxx (xxxxx metílico de ácido graso)

Materias primas de 2ª generación

Biogénica

Transesterificación

Electricidad generada por una combinación

xx xxxxxxx

FAME_b_TRE_2ndgen_gm_

63

Xxxxxx

Xxxxxx (xxxxx metílico de ácido graso)

Materias primas de 3ª generación

Biogénica

Transesterificación

Electricidad generada por

una combinación xx xxxxxxx

FAME_b_TRE_3rdgen_gm_

64

Xxxxxx

Xxxxxx renovable (Bio FT-Diesel)

Materias primas de 1ª generación

Biogénica

Gasificación y síntesis xx Xxxxxxx- Tropsch

Electricidad generada por

una combinación xx xxxxxxx

FT-

Diesel_b_G_FT_1stgen_gm_

65

Xxxxxx

Xxxxxx renovable (Bio FT-Diesel)

Mezcla de materias primas de 1ª, 2ª y 3ª

generación

Biogénica

Digestión anaeróbica y separación de metano y síntesis

xx Xxxxxxx-Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

FT-Diesel_b_AD_FT_gm

66

Xxxxxx

Xxxxxx renovable (Bio FT-Diesel)

Mezcla de materias primas de 1ª, 2ª y 3ª generación

Biogénica

Digestión anaeróbica y separación de metano y síntesis xx Xxxxxxx-Tropsch con captura de carbono de fuente puntual y almacenamiento a largo plazo

de carbono

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

FT-

Diesel_b_AD_FT_CCS_gm


67

Diésel

Diésel renovable (FT-Diesel)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual fósil

H2: Reformado del metano con vapor procedente de

energía fósil

Síntesis xx Xxxxxxx- Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

FT-Diesel_fCO2_fH2_FT_gm

68

Diésel

Diésel renovable (FT-Diesel)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual fósil

H2: procedente de electricidad

renovable

Síntesis xx Xxxxxxx- Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

FT-

Diesel_fCO2_rH2_FT_gm

69

Diésel

Diésel renovable (FT-Diesel)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual fósil

H2: Hidrógeno como subproducto de procesos

industriales

Síntesis xx Xxxxxxx- Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

FT-

Diesel_fCO2_ibpH2_FT_gm

70

Diésel

Diésel renovable (FT-Diesel)

CO2 + H2

CO2: Captura directa del aire

H2: Reformado del metano con vapor procedente de

energía fósil

Síntesis xx Xxxxxxx- Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

FT-

Diesel_rCO2_fH2_FT_gm

71

Diésel

Diésel renovable (FT-Diesel)

CO2 + H2

CO2: Captura directa del aire H2: procedente de electricidad

renovable

Síntesis xx Xxxxxxx- Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

FT-

Diesel_rCO2_rH2_FT_gm

72

Diésel

Diésel renovable (FT-Diesel)

CO2 + H2

CO2: Captura directa del aire H2: Hidrógeno

como subproducto de procesos industriales

Síntesis xx Xxxxxxx- Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

FT-

Diesel_rCO2_ibpH2_FT_gm


73

Diésel

Diésel renovable (FT-Diesel)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual biogénica H2: Reformado del metano con vapor procedente de

energía fósil

Síntesis xx Xxxxxxx- Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

FT-

Diesel_bCO2_fH2_FT_gm

74

Diésel

Diésel renovable (FT-Diesel)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual biogénica H2: procedente de electricidad

renovable

Síntesis xx Xxxxxxx- Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

FT-

Diesel_bCO2_rH2_FT_gm

75

Diésel

Diésel renovable (FT-Diesel)

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual biogénica H2: Hidrógeno como subproducto de procesos

industriales

Síntesis xx Xxxxxxx- Tropsch

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

FT-

Diesel_bCO2_ibpH2_FT_gm

76

Xxxxxx

Xxxxxx renovable (aceite vegetal tratado con

hidrógeno)

Materias primas de 1ª generación

Biogénica

Hidrogenación

Electricidad generada por una combinación

xx xxxxxxx

HVO_b_HD_1stgen_gm_

77

Xxxxxx

Xxxxxx renovable (aceite vegetal

tratado con hidrógeno)

Materias primas de 2ª generación

Biogénica

Hidrogenación

Electricidad generada por

una combinación xx xxxxxxx

HVO_b_HD_2ndgen_gm_

78

Xxxxxx

Xxxxxx renovable (aceite vegetal

tratado con hidrógeno)

Materias primas de 3ª generación

Biogénica

Hidrogenación

Electricidad generada por

una combinación xx xxxxxxx

HVO_b_HD_3rdgen_gm_

79

DME

Éter dimetílico (DME)

Materias primas de 1ª generación

Biogénica

Gasificación y síntesis de DME

Electricidad generada por

una combinación xx xxxxxxx

DME_b_G_DMES_1stgen_g m_


80

DME

Éter dimetílico (DME)

Materias primas de 2ª generación

Biogénica

Gasificación y síntesis de DME

Electricidad generada por una combinación

xx xxxxxxx

DME-b-G-

DMES_2ndgen_gm_

81

DME

Éter dimetílico (DME)

Mezcla de materias primas de 1ª, 2ª y 3ª

generación

Biogénica

Digestión anaeróbica y separación de metano y síntesis

de DME

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

DME_b_AD_DMES_gm

82

DME

Éter dimetílico (DME)

Mezcla de materias primas de 1ª, 2ª y 3ª generación

Biogénica

Digestión anaeróbica y separación de metano y síntesis de DME con captura de carbono de fuente puntual y almacenamiento a largo plazo de

carbono

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

DME_b_AD_DMES_CCS_g m

83

DME

Éter dimetílico (DME)

Gas natural

Fósil

Gasificación y síntesis de DME

Electricidad generada por una combinación

xx xxxxxxx

DME_f_G_DMES_gm

84

Diésel

Aceite de pirólisis mejorado

Materias primas de 2ª generación

Biogénica

Pirólisis, pirólisis rápida y/o pirólisis rápida catalítica y

mejoramiento

Electricidad generada por una combinación

xx xxxxxxx

UPO_b_UPO_2ndgen_gm_

85

Diésel

Combustible obtenido mediante licuefacción

hidrotérmica (HTL)

Materias primas de 2ª generación

Biogénica

Licuefacción hidrotérmicas y mejoramiento

Electricidad generada por una combinación

xx xxxxxxx

HTL_b_HTL_2ndgen_gm_

86

Metanol

Metanol

Gas natural

Fósil

Reformado del metano con vapor de gas natural y

síntesis del metanol

Electricidad generada por una combinación

xx xxxxxxx

MeOH_f_SMR_gm


87

Metanol

Metanol

Gas natural

Fósil

Reformado del metano con vapor de gas natural con captura y almacenamiento de carbono y síntesis

del metanol

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

MeOH_f_SMR_CCS_gm

88

Metanol

Metanol

Carbón

Fósil

Gasificación del carbón y síntesis del metanol

Electricidad generada por

una combinación xx xxxxxxx

MeOH_f_G_MS_gm

89

Metanol

Metanol

Carbón

Fósil

Gasificación del carbón con captura y almacenamiento de carbono y

síntesis del metanol

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

MeOH_f_G_MS_CCS _gm

90

Metanol

Metanol

Materias primas de 2ª y 3ª generación

Biogénica

Gasificación de la biomasa y síntesis del metanol

Electricidad generada por una combinación

xx xxxxxxx

MeOH_b_G_MS_gm

91

Metanol

Metanol

Mezcla de materias primas de 1ª, 2ª y 3ª generación

Biogénica

Reformado del gas natural renovable (biometano a partir de digestión

anaeróbica) y síntesis del metanol

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

MeOH_b_AD_MS_gm

92

Metanol

Metanol

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual fósil

H2: Reformado del metano con vapor procedente de

energía fósil

Síntesis del metanol

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

MeOH_fCO2_fH2_MS_gm

93

Metanol

Metanol

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual fósil

Síntesis del metanol

Electricidad generada por

una combinación xx xxxxxxx

MeOH_fCO2_rH2_MS_gm






H2: procedente de electricidad renovable




94

Metanol

Metanol

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual fósil

H2: Hidrógeno como subproducto de procesos

industriales

Síntesis del metanol

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

MeOH_fCO2_ibpH2_MS_gm

95

Metanol

Metanol

CO2 + H2

CO2: captura directa del aire


H2: Reformado del metano con vapor procedente de

energía fósil

Síntesis del metanol

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

MeOH_rCO2_fH2_MS_gm

96

Metanol

Metanol

CO2 + H2

CO2: captura directa del aire H2: procedente de electricidad

renovable

Síntesis del metanol

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

MeOH_rCO2_rH2_MS_gm

97

Metanol

Metanol

CO2 + H2

CO2: captura directa del aire H2: Hidrógeno

como subproducto de procesos industriales

Síntesis del metanol

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

MeOH_rCO2_ibpH2_MS_gm


98

Metanol

Metanol

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual biogénica H2: Reformado del metano con vapor procedente de

energía fósil

Síntesis del metanol

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

MeOH_bCO2_fH2_MS_gm

99

Metanol

Metanol

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual biogénica H2: procedente de electricidad

renovable

Síntesis del metanol

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

MeOH_bCO2_rH2_MS_gm

100

Metanol

Metanol

CO2 + H2

CO2: captura de carbono de fuente puntual biogénica H2: Hidrógeno como subproducto de procesos

industriales

Síntesis del metanol

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

MeOH_bCO2_ibpH2_MS_g m

101

Etanol

Etanol

Materias primas de 1ª generación

Biogénica

Fermentación

Electricidad generada por una combinación

xx xxxxxxx

EtOH_b_FR_1stgen_gm_

102

Etanol

Etanol

Materias primas de 2ª generación

Biogénica

Etapa de tratamiento previo/

hidrólisis y fermentación

Electricidad generada por

una combinación xx xxxxxxx

EtOH_b_FR_2ndgen_gm_

103

Etanol

Etanol

Materias primas de 3ª generación

Biogénica

Fermentación

Electricidad generada por

una combinación xx xxxxxxx

EtOH_b_FR_3rdgen_gm_

104

Hidrógeno

Hidrógeno

Gas natural

Fósil

Reformado del metano con vapor de gas natural

Electricidad generada por

una combinación xx xxxxxxx

H2_f_SMR_gm


105

Hidrógeno

Hidrógeno

Gas natural

Fósil

Reformado del metano con vapor de gas natural con captura y almacenamiento a largo plazo de

carbono

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

H2_f_SMR_CCS_gm

106

Hidrógeno

Hidrógeno

Gas natural

Fósil

Pirólisis de metano para su conversión

en carbono e hidrógeno

Electricidad generada por

una combinación xx xxxxxxx

H2_f_MPO_gm

107

Hidrógeno

Hidrógeno

Carbón

Fósil

Gasificación o carbonización del carbón

Electricidad generada por

una combinación xx xxxxxxx

H2_f_G_gm

108

Hidrógeno

Hidrógeno

Carbón

Fósil

Gasificación o carbonización del carbón con captura y almacenamiento a largo plazo

de carbono

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

H2_f_G_CCS _gm

109

Hidrógeno

Hidrógeno

Materias primas de 2ª generación

Biogénica

Gasificación de la biomasa y separación del gas de síntesis con captura de carbono de fuente puntual y almacenamiento a largo plazo

de carbono

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

H2_b_G_SS_CCS_2ndgen_ gm_

110

Hidrógeno

Hidrógeno

Agua + Electricidad

Renovable

Electrolisis fotovoltaica y/o eólica especializadas y/u otras electrólisis y

licuefacción

Electricidad renovable

LH2_EL_r_Liquefied


111

Hidrógeno

Hidrógeno

Agua + Electricidad

Fósil/Renovable

Electrolisis y licuefacción

Electricidad generada por una combinación

xx xxxxxxx

LH2_EL_gm_Liquefied

112

Hidrógeno

Hidrógeno

Agua + Electricidad

Nuclear

Ciclos termoquímicos o electrólisis y

licuefacción

Nuclear

LH2_EL_n_Liquefied

113

Hidrógeno

Hidrógeno


Hidrógeno como subproducto de

procesos industriales


Electricidad generada por

una combinación xx xxxxxxx

LH2_ _ibp_gm _Liquefied

114

Amoníaco

Amoníaco

Gas natural

Fósil

Pirólisis de metano para su conversión en carbono puro e hidrógeno y proceso de

Haber Xxxxx

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

NH3_f_MPO_HB_gm

115

Amoníaco

Amoníaco

Gas natural

Fósil

Reformado del metano con vapor de gas natural y proceso de

Haber Xxxxx

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

NH3_f_SMR_HB_gm

116

Amoníaco

Amoníaco

Gas natural

Fósil

Reformado del metano con vapor de gas natural con captura de carbono de fuente puntual y almacenamiento a largo plazo de

carbono y proceso de Haber Xxxxx

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

NH3_f_SMR_HB_CCS_gm

117

Amoníaco

Amoníaco

Carbón

Fósil

Gasificación del carbón y proceso de Haber Xxxxx

Electricidad generada por

una combinación xx xxxxxxx

NH3_f_G_HB_gm


118

Amoníaco

Amoníaco

Carbón

Fósil

Gasificación del carbón con captura y almacenamiento a largo plazo de carbono y proceso

de Haber Xxxxx

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

NH3_f_G_HB_CCS_gm

119

Amoníaco

Amoníaco

Materias primas de 2ª generación

Biogénica

Gasificación

Electricidad generada por una combinación

xx xxxxxxx

NH3_b_G_2ndgen_gm_

120

Amoníaco

Amoníaco

N2 + H2

N2: separado con electricidad renovable

H2: producido a partir de electricidad

renovable

Proceso de Haber Xxxxx

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

NH3_rN2_rH2_HB_gm

121

Amoníaco

Amoníaco

N2 + H2

N2: separado con electricidad renovable

H2: reformado del metano con vapor procedente de energía fósil

Proceso de Haber Xxxxx

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

NH3_rN2_fH2_HB_gm

122

Amoníaco

Amoníaco

N2 + H2

N2: separado con electricidad renovable

H2: hidrógeno como subproducto de procesos

industriales

Proceso de Haber Xxxxx

Electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

NH3_rN2_ibpH2_HB_gm

123

Amoníaco

Amoníaco

N2 + H2

N2: separado con electricidad generada por una combinación xx

xxxxxxx

Ciclos termoquímicos o electrólisis

Nuclear

NH3_gmN2_fH2_EL_n






H2: reformado del metano con vapor procedente de

energía fósil




124

Amoníaco

Amoníaco

N2 + H2

N2: separado con electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

H2: producido a partir de electricidad

renovable

Ciclos termoquímicos o electrólisis

Nuclear

NH3_gmN2_rH2_EL_n

125

Amoníaco

Amoníaco

N2 + H2

N2: separado con electricidad generada por una combinación xx xxxxxxx

H2: hidrógeno como subproducto de procesos

industriales

Ciclos termoquímicos o electrólisis

Nuclear

NH3_gmN2_ibpH2_EL_n

126

Electricidad

Electricidad


Fósil/renovable

-

Electricidad generada por una combinación

xx xxxxxxx

Electricity_gm

127

Electricidad

Electricidad


Renovable

Fotovoltaico y/o eólico especializados

y/u otros

Electricidad renovable

Electricity_renewable

128

Propulsión eólica








APÉNDICE 2


FACTORES INICIALES DE EMISIÓN POR DEFECTO POR CÓDIGO DE TRAYECTORIA DEL COMBUSTIBLE



Orden


Tipo de combustible


Código de trayectoria del combustible


Intensidad de GEI del WtT (g CO2eq/MJ)


LCV

(MJ/g)


Convertidor de energía


Cf CO2

(g CO2/g combustible)


Cf CH4 (g CH4/g combustible)


Cf N2O

(g N2O/g combustible)


Cslip/Cfug (masa %)


ec g CO2eq/g combustible

Intensidad de GEI del TtW

(g CO2eq/MJ)


NOTA


1

Fueloil pesado (ISO 8217 grados RME, RMG y RMK, con un contenido de azufre del 0,10 <

S ≤ 0,50 %)


HFO(VLSFO)_f_SR

_gm


16,8


0,0402

TODOS LOS MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA


3,114


0,00005


0,00018




Resolución MEPC.364(79)

Cuarto Estudio de la OMI sobre los GEI)


2

Fueloil pesado (ISO 8217 grados RME, RMG y RMK, con un contenido de azufre que exceda

el 0,50 %)


HFO(HSHFO)_f_SR

_gm


14,9

0,0402

TODOS LOS MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA


3,114


0,00005


0,00018




Resolución MEPC.364(79)

Cuarto Estudio de la OMI sobre los GEI


3

Fueloil ligero (ISO 8217 grados RMA, RMB y RMD, con un contenido máximo de azufre del 0,10 %)


LFO(XXXXX)_f_SR

_gm


0,0412

TODOS LOS MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA


3,151


0,00005


0,00018




Resolución MEPC.364(79)

Cuarto estudio de la OMI sobre los GEI


4

Fueloil ligero (ISO 8217 grados RMA, RMB y RMD, con un contenido de azufre del 0,10 < S

≤ 0,50 %)


LFO(VLSFO)_f_SR

_gm


0,0412

TODOS LOS MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA


3,151


0,00005


0,00018




Resolución MEPC.364(79)

Cuarto Estudio

de la OMI sobre los GEI


5

Diésel/gasóleo para usos marinos (ISO 8217 grados DMX, DMA, DMZ y DMB

con un contenido máximo de azufre del 0,10 %)


MDO/MGO(XXXXX)

_f_SR_gm


17,7


0,0427

TODOS LOS MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA


3,206


0,00005


0,00018




Resolución MEPC.364(79)

Cuarto Estudio

de la OMI sobre los GEI


6

Diésel/gasóleo para usos marinos (ISO 8217 grados DMX, DMA, DMZ y DMB

con un contenido de azufre del 0,10 < S

≤ 0,50 %)


MDO/MGO(VLSFO)

_f_SR_gm



0,0427


TODOS LOS MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA


3,206


0,00005


0,00018




Resolución MEPC.364(79)

Cuarto Estudio de la OMI sobre los GEI


11


Gas de petróleo licuado (propano)


LPG(Propane)_f_S R_gm



0,0463

TODOS LOS MOTORES DE COMBUSTIÓN

INTERNA


3,000


0,00005


0,00018





Resolución MEPC.364(79)



Orden


Tipo de combustible


Código de trayectoria del combustible


Intensidad de GEI del WtT (g CO2eq/MJ)


LCV

(MJ/g)


Convertidor de energía


Cf CO2

(g CO2/g combustible)


Cf CH4 (g CH4/g combustible)


Cf N2O

(g N2O/g combustible)


Cslip/Cfug (masa %)


ec g CO2eq/g combustible

Intensidad de GEI del TtW

(g CO2eq/MJ)


NOTA













Cuarto Estudio de la OMI

sobre los GEI


21


Gas de petróleo licuado (butano)


LPG(Butane)_f_SR

_gm



0,0457

TODOS LOS MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA


3,030


0,00005


0,00018




Resolución MEPC.364(79)

Cuarto Estudio de la OMI sobre los GEI


31


Gas natural licuado (metano)


LNG_f_SLP_gm



0,0480

GNL Xxxx (velocidad media y combustible

mixto)


2,750


0


0,00011


3,5/-




Resolución MEPC.364(79)

Cuarto Estudio de la OMI sobre los GEI

GNL Xxxx (baja velocidad y

combustible mixto)


1,7/-



GNL diésel (baja velocidad y

combustible mixto)


0,15/-



Combustión lenta con encendido

por chispa (LBSI)


2,6/-



Turbinas y calderas de vapor


0,01/-




33


Gas natural licuado (metano)


LNG_b_AD_gm



GNL Xxxx (velocidad media y combustible

mixto)


2,750







GNL Xxxx (baja velocidad y

combustible mixto)

GNL diésel (baja velocidad y combustible

mixto)

Combustión lenta con encendido por chispa (LBSI)




Orden


Tipo de combustible


Código de trayectoria del combustible


Intensidad de GEI del WtT (g CO2eq/MJ)


LCV

(MJ/g)


Convertidor de energía


Cf CO2

(g CO2/g combustible)


Cf CH4 (g CH4/g combustible)


Cf N2O

(g N2O/g combustible)


Cslip/Cfug (masa %)


ec g CO2eq/g combustible

Intensidad de GEI del TtW

(g CO2eq/MJ)


NOTA






Turbinas y calderas de vapor









62


Diésel (xxxxx metílico de ácido graso)


FAME_b_TRE_gm_ 2ndgen


20,8


0,0372

TODOS LOS MOTORES DE COMBUSTIÓN

INTERNA









77

Diésel renovable (aceite vegetal tratado con hidrógeno)


HVO_b_HD_gm_1st gen


14,9


0,044

TODOS LOS MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA









105


Hidrógeno


H2_f_SMR_CCS_g m



0,12

TODOS LOS MOTORES DE

COMBUSTIÓN INTERNA


0







Pila de combustible


121


Amoníaco


NH3_rN2_fH2_HB_ gm



0,0186

TODOS LOS MOTORES DE COMBUSTIÓN

INTERNA


0







Pila de combustible

APÉNDICE 3 ABREVIATURAS Y GLOSARIO


Abreviaturas


AR – Informe de evaluación del IPCC BDN – Nota de entrega de combustible

Cf – Factores de conversión de las emisiones CfCO2/CH4/N2O (g GEI (CO2/CH4/N2O)/g combustible) correspondientes a las emisiones procedentes del proceso de combustión y/o oxidación, incluido el combustible con el efecto pertinente del PCM resultante de la conversión de la energía de combustión.

CH4 – Metano

CO2 – Dióxido de carbono

CO2eq – Dióxido de carbono equivalente

CCS – Captura y almacenamiento de carbono; CCU – Captura y utilización de carbono;

DAC – Captura directa del aire

DCS – Sistema de recopilación de datos de la OMI sobre el consumo de fueloil de los buques

DLUC – Cambio de uso del suelo directo

FLL – Etiqueta del ciclo de vida del combustible GEI – Gas de efecto invernadero

ILUC – Cambio de uso del suelo indirecto

IPCC – Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático LCA – Evaluación del ciclo de vida

LCV – Poder calorífico inferior (MJ/g combustible)

NMVOC – Compuestos orgánicos volátiles distintos del metano N2O – Óxido nitroso

CTN – Código técnico sobre los NOx

PCM – Potencial de calentamiento mundial

RFNBO – Combustibles renovables de origen no biológico SLCF – Forzador climático de vida corta

TtW – Del tanque a la estela WtT – Xxx xxxx al tanque WtW – Xxx xxxx a la estela

VOC – Compuestos orgánicos volátiles


Glosario


Coproducto – un resultado de un proceso de producción, que tiene valor económico pertinente y una oferta elástica (entendida como la existencia de una prueba clara del vínculo causal entre el valor xx xxxxxxx de la materia prima y la cantidad de materia prima que puede producirse).


Biomasa – La biomasa es materia orgánica renovable procedente de plantas y animales.


Energías renovables – cualquier forma de energía procedente xx xxxxxxx solares, geofísicas o biológicas que se repone mediante procesos naturales a un ritmo igual o superior a su índice de utilización. Las energías renovables se obtienen de los flujos continuos o repetitivos de energía que se producen en el medio natural e incluyen tecnologías con bajas emisiones de carbono, tales como la energía solar, la hidroeléctrica, la eólica, la mareomotriz y la térmica oceánica, así como combustibles renovables como la biomasa.

Potencial de calentamiento mundial – El potencial de calentamiento mundial indica el potencial de un gas de efecto invernadero para retener calor adicional en la atmósfera a lo largo del tiempo en relación con el dióxido de carbono. El aumento de la captura de calor en la atmósfera (es decir, el "efecto invernadero") se debe a la absorción de radiación infrarroja por un gas determinado. El PCM también depende de la vida útil atmosférica de un gas y del horizonte temporal que se considere (por ejemplo, el PCM 20 se basa en la energía absorbida durante 20 años, mientras que el PCM 100 se basa en la energía absorbida durante 100 años. Cada gas de efecto invernadero tiene un potencial de calentamiento mundial específico que se utiliza para calcular el CO2 equivalente (CO2eq).


Cambio de uso del suelo – La producción de biocombustibles conlleva un cambio de uso del suelo (LUC). Los LUC pueden clasificarse en directos (DLUC) e indirectos (ILUC).


Marco para la evaluación del ciclo de vida (LCA) – La evaluación del ciclo de vida determina los posibles efectos ambientales de los productos, los procesos o los servicios de principio a fin, es decir, desde la adquisición/extracción de las materias primas hasta su procesamiento, transporte, utilización y eliminación.


Límites del sistema – El límite del sistema determina qué entidades (procesos unitarios) se encuentran dentro del sistema y cuáles fuera. Fundamentalmente, determina las etapas y procesos del ciclo de vida/cadena de suministro que se incluyen en la evaluación y que han de estar en consonancia con el objetivo y el alcance del estudio.


Ampliación del sistema – La norma ISO 14040 recomienda que se amplíe el sistema siempre que sea posible. La ampliación del sistema forma parte del método consecuente de la LCA, cuyo objetivo es registrar el cambio en los efectos ambientales como consecuencia de una actividad determinada.


Xxx xxxx a la estela – Mediante los estudios del WtW se calculan las necesidades energéticas y las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) resultantes en la producción de un combustible y su utilización en el buque, tomando como base la metodología más amplia de la evaluación del ciclo de vida (LCA). El término "pozo" se utiliza en relación con los combustibles procedentes de todas las fuentes, ya que, si bien el término se aplica con mayor frecuencia a los recursos convencionales de petróleo crudo, su utilización y comprensión están muy extendidos.

APÉNDICE 4


PLANTILLA PARA LA PRESENTACIÓN DEL FACTOR DE EMISIÓN POR DEFECTO XXX XXXX AL TANQUE


1 Observaciones explicativas sobre el alcance general de la plantilla: Esta plantilla tiene por objeto recopilar y presentar de forma clara y estructurada los datos relativos a los insumos utilizados para calcular un "factor de emisión por defecto" correspondiente a una trayectoria específica de transformación de "materia prima en combustible". Un "factor de emisión por defecto" tiene como objetivo representar los resultados cuantitativos de una evaluación de alto nivel sobre la intensidad de carbono (g CO2eq/MJ) de una cadena de valor de transformación de la materia prima en combustible. Con el factor de emisión por defecto no se pretende representar la mejor forma disponible de producir un combustible, sino un valor que describe en principio una producción de materia prima, que posteriormente se convierte en una instalación normalizada, situada en una región genérica. Un factor de emisión por defecto no tiene por qué reflejar la mejora del proceso, con respecto a la producción actual, ni las tecnologías innovadoras. El factor de emisión por defecto tiene, como mínimo, un doble objetivo:


.1 contemplar la comparación de la intensidad de carbono entre las distintas tecnologías;


.2 contemplar que los operadores muestren que las emisiones de todo el ciclo de vida básico son inferiores a las emisiones por defecto del mismo, mediante un proceso de certificación.


2 Los operadores (por ejemplo, los productores de combustible) pueden solicitar la certificación, a fin de demostrar que su rendimiento es mejor que el factor de emisión por defecto (que, por tanto, no puede ser la representación de la mejor tecnología disponible), y obtener un "valor real" certificado. También pueden utilizarse valores reales cuando el productor de combustible ha determinado una trayectoria nueva que no tiene un factor de emisión por defecto del ciclo de vida básico.


3 En la presente plantilla se puede presentar el conjunto mínimo de datos necesarios para el cálculo de los factores de emisión por defecto de la LCA básico, garantizando la calidad en lo que respecta a la pertinencia, la idoneidad, la calidad, la transparencia y la accesibilidad de los datos.


DESCRIPCIÓN DE LA TRAYECTORIA


4 En esta sección debería presentarse con claridad la trayectoria modelada, con el objetivo de proporcionar al menos información relativa a: el tipo de materia prima utilizada, una descripción de la tecnología empleada para convertir dicha materia prima en el combustible final y cualquier otra información pertinente, conforme con el límite del sistema de las Directrices LCA.


5 Observaciones explicativas sobre la descripción de la trayectoria: Los factores de emisión por defecto se basan en la metodología del WtT, cuyo objetivo es evaluar la cantidad de emisiones de GEI en relación con la producción y la distribución de combustible. En la figura que aparece a continuación se muestran las etapas de producción que se incluirán en la metodología del WtT:


Xxx xxxx al tanque

Extracción/cultivo/ adquisición/ recuperación de la materia prima

Procesamiento (temprano)/ transformación en la fuente de la materia prima

Transporte de Conversión de la materia prima la materia prima

al lugar de en combustible

conversión como producto

Transporte/ almacenamiento/ entrega/almacenamiento al por menor/ aprovisionamiento

del combustible

Aprovisionamiento del combustible


Figura 2: Cadena de suministro genérica xxx xxxx al tanque


Los límites del sistema establecidos para describir una trayectoria concreta de transformación de materia prima en combustible se ajustarán a las definiciones que figuran en las Directrices.


En los apéndices puede incluirse información pormenorizada y pertinente adicional, como la ubicación, la capacidad de producción, la antigüedad, etc. de la instalación o instalaciones de producción.


DESCRIPCIÓN DE LOS INSUMOS


6 En esta sección debería presentarse con claridad el insumo utilizado en el ejercicio de elaboración de modelos.


7 Debería facilitarse información sobre la fuente de los datos y el modelo utilizado.


8 Observaciones explicativas sobre la descripción del insumo: Con el fin de ofrecer orientaciones para cumplimentar la plantilla, véanse a continuación algunos cuadros cuyo propósito es presentar los datos que deberían incluirse, según la trayectoria (ejemplo basado en la producción y conversión de materias primas lipídicas). Dado que, en la práctica, los cuadros son "específicos para cada trayectoria", adáptense cuando sea necesario.


Cuadro 1: Insumos y productos efecu correspondientes a la materia prima XXX






XXXX, por kg seco

Fuentes de datos/modelo

utilizados



Materia prima XXX


Insumos agrícolas

Total N (g)

...

zzz y otros, 2010


efecu

P2O5 (g)

...

ecoinvent

K2O (g)

...

GREET

Diésel (MJ)

...

...

...

...

...

por kg de hidrocarburo XXXX


Insumos de la extracción de hidrocarburos



Valores

Fuentes de datos/modelo

utilizados

Materia prima (g,

seca)

...

zzz y otros, 2010

NG (MJ)

...

ecoinvent

N-hexano (MJ)

...

GREET

Electricidad (MJ)

...

...





Electricidad (MJ)

...

...

...

...

...

Coproducto

, zzz(g)

...

...

Coproducto

, zzz(g)

...

...

Productos de la extracción de

hidrocarburos

Coproducto

, zzz(g)


...


...


...

...

...

Cuadro 2: Insumos y productos ep correspondientes al proceso de conversión de XXXX – Observación explicativa: incluye todas las etapas necesarias para el tratamiento previo de la materia prima con el fin de poder convertirla en combustible, mediante el proceso de conversión seleccionado



por combustible MJ



Valores

Fuentes de datos/ modelo utilizados


Insumos

Materia prima (g, hidrocarburo)

...

zzz y otros, 2010

NG (MJ)

...

ecoinvent

H2 (MJ)

*

GREET

Electricidad (MJ)

...

...

Observación explicativa: marcador de posición para insumos de productos clave (por ejemplo, productos

químicos, etc.)


...


...


Productos

Coproducto, mezcla de propano (MJ)

**

...

Coproducto, nafta (MJ)

**

...

Coproducto, xxxx (MJ)

...

...

...

...

...

*H2 derivado del reformado con vapor de NG, incluido en el insumo de NG;

**Insumos tras la asignación


Cuadro 3: Insumos correspondientes a las combinaciones regionales de generación de electricidad



EE.UU.

(%)1

UE (%)2

India3 (%)

Xxx (%)

Hidrocarburos residuales

...

...

...

...

Gas natural

...

...

...

...

Carbón

...

...

...

...

Energía nuclear

...

...

...

...

Biomasa

...

...

...

...

Hidroeléctrica

...

...

...

...

Geotérmica

...

...

...

...

Eólica

...

...

...

...

Solar fotovoltaica

...

...

...

...

Otras

...

...

...

...

1 GREET, 20xx, 2 EEE, 20xx (combinación de energía eléctrica de la UE en 20xx),3 Agencia Internacional de la Energía, 20xx.

Cuadro 4: Insumos etd correspondientes al transporte de materias primas y combustibles – Observación explicativa: al rellenar el cuadro, añádase el combustible utilizado – En "Fuente de datos/modelo utilizado", especifíquense el tipo de combustible, la eficiencia específica y el convertidor de energía, si está disponible



Transporte de la materia prima

Fuentes de datos/ modelo utilizado


Distancia

xxx; xxx



(km)


Modo

Camión para servicio



pesado; tren; buque


Proporción

yy; yy; yyy



(%)


Transporte del combustible



Distancia

xxx; xxxx; xx



(km)


Modo

Gabarra; ferrocarril; camión



para servicio pesado

Insumos etd correspondientes

Proporción (%)

y; yy; yy


Distribución del combustible


al transporte y

distribución

Distancia

xx



(km)


Modo

Camión para servicio pesado



Proporción




(%)


...

...



Cualquier




otro modo


de


transporte y


distribución


RESULTADOS PRINCIPALES


9 En la presente sección deberían incluirse los resultados de la trayectoria modelizada.

Cuadro 5: Identificación del combustible


Código de trayectoria del combustible

LCV (MJ/g)

Densidad (kg/m3)

CfCO2






Cuadro 6: Factores de emisión por defecto propuestos para XXX convertidos en una trayectoria YYYY



Región


efecu Cultivo/

extracción de la materia prima


etd Transporte de la materia prima


ep Producción de combustible

(Suma de los términos) Factores de emisión de la intensidad de los GEI del

WtT(g CO2eq/MJ) propuestos

ZZZZ





AAAA





BBBB





...






APÉNDICE


10 Descripción breve de la trayectoria


11 Descripción breve de la tecnología

....


REFERENCIAS


12 REFERENCIA (formato APA)


***

Document Metadata

Filed: October 24th, 2023