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La riduzione delle emissioni di gas a effetto serra (GHG)

Siamo impegnati da anni nella riduzione dei gas climalteranti: i risultati dimostrano l’efficacia della nostra strategia low-carbon.

13 maggio 2020
8 min di lettura
di
13 maggio 2020
8 min di lettura

L’aumento dell’efficienza energetica e la riduzione delle emissioni GHG

Il miglioramento dell’efficienza operativa e la riduzione delle emissioni GHG sono leve fondamentali della strategia di decarbonizzazione Eni, definita in coerenza con gli obiettivi di contrasto ai cambiamenti climatici e accesso all’energia fissati dall’Agenda 2030 delle Nazioni Unite.

In particolare, Eni ha definito strategie e obiettivi operativi al 2035 e al 2050, che delineano il percorso evolutivo e integrato dei singoli business, tra cui quello di ottenere al 2050 la riduzione dell’80% delle emissioni nette riferibili all’intero ciclo di vita dei prodotti energetici venduti, che includono emissioni scope 1, 2 e 3, (oltre la soglia del 70% indicata dalla IEA nello scenario SDS compatibile con gli obiettivi dell’Accordo di Parigi) e del 55% dell’intensità emissiva.

Inoltre Eni ha confermato e ulteriormente esteso gli obiettivi intermedi di decarbonizzazione: net-zero carbon footprint al 2030 per le emissioni scope 1 e 2 delle attività upstream e net-zero carbon footprint per le emissioni scope 1 e 2 di tutte le attività del gruppo al 2040. Inoltre, Eni ha obiettivi sempre legati alla emissioni GHG dettagliati di seguito.

Zero flaring di processo

Eni persegue la minimizzazione del flaring, ovvero la pratica di combustione del gas associato alla produzione di olio, che può verificarsi sia per ragioni di sicurezza o laddove non si hanno infrastrutture disponibili per la commercializzazione del gas. In quest’ultimo caso si parla di flaring di processo, che Eni si impegna ad azzerare entro il 2025, con cinque anni di anticipo rispetto all’iniziativa GGFR (Global Gas Flaring Reduction) promossa dalla World Bank e a cui Eni aderisce sin dal 2003.

Già dal 2007 Eni è attiva in specifici programmi di riduzione del flaring di processo, sia con specifici progetti di valorizzazione del gas, quali produzione di energia elettrica a favore delle popolazioni locali, distribuzione per il consumo domestico o esportazione. Laddove tali pratiche non sono possibili, Eni ha realizzato impianti per la reiniezione in giacimento.

Nel 2019 i volumi di idrocarburi inviati a flaring di processo, pari a 1,2 miliardi di Sm3, si sono ridotti del 15% rispetto al 2018 e del 29% rispetto al 2014, in relazione al contributo di specifici progetti di riduzione del flaring (Libia, Nigeria, Turkmenistan) e del calo di produzione che ha interessato alcuni campi con flaring di gas associato nel corso del 2019. Nel 2019 Eni ha investito €31 milioni in progetti di flaring down, in particolare in Libia ed in Nigeria.

La riduzione delle emissioni di metano

Eni prosegue l’impegno nell’ottimizzazione dei propri processi di monitoraggio e reporting per la riduzione delle emissioni di metano negli asset operati. Le emissioni di metano si concentrano essenzialmente nella filiera Upstream (64 kton CH4, pari al 97% del totale Eni) e sono determinate dalla quota di metano incombusto da flaring, venting operativo o da manutenzione ed emissioni fuggitive, ossia le perdite non intenzionali di gas da componenti di impianto quali valvole o flange, metano incombusto da flaring e venting di processo. L’indice di intensità di emissioni di metano upstream (0,10% nel 2019) si è ridotto del 37% vs 2018.

Nel 2019 le emissioni fuggitive di metano upstream sono risultate pari a 0,55 MtCO2eq, in calo del 44% rispetto al 2018, grazie al proseguimento nell’implementazione di campagne di monitoraggio e manutenzione (Leak Detection And Repair- LDAR) che consistono nella rilevazione in campo di eventuali perdite di metano e programmazione di opportuni interventi di manutenzione. Attraverso tali programmi, e possibile controllare quasi totalmente le emissioni fuggitive, ottenendo benefici in termini di saving di emissioni e di sicurezza delle operazioni. Ad oggi, l’89% della produzione operata upstream è già coperto da programmi LDAR.

In termini assoluti, Eni nel 2019 ha conseguito una riduzione di oltre 2,3 MtCO2eq di emissioni fuggitive di metano upstream vs 2014, raggiungendo con 6 anni di anticipo l’obiettivo di riduzione dell’80% al 2025.

Prosegue inoltre l’adesione alla partnership pubblico-privata, guidata dall’UNEP, Climate and Clean Air Coalition (CACC) Oil & Gas Methane Partnership, nel cui ambito Eni sviluppa opportuni piani di controllo delle emissioni di metano.

Inoltre, nell'ambito della partnership Oil and Gas Climate Initiative (OGCI), nel 2019 sono stati resi noti i progressi sull’obiettivo di riduzione dell’intensità di metano annunciato nel 2018 (target collettivo per ridurre l’intensità delle emissioni di metano sulle attività upstream portandola da 0,32%, valore del 2017, a 0,25% entro il 2025), con una riduzione collettiva pari al 9% nel 2018.

L’impegno nell’efficienza energetica

A partire dal 2018 Eni monitora l’intensità emissiva delle proprie attività industriali attraverso un apposito indice, che esprime l’intensità di emissioni GHG Scope 1 e Scope 2 per unità di produzione energetica, misurandone quindi il grado di efficientamento in un contesto di decarbonizzazione. Su tale indice è stato imposto un target di miglioramento progressivo pari al 2% annuo rispetto al valore dell’indice del 2014. L’obiettivo è riferito all’indice complessivo Eni, mantenendo opportuna flessibilità nei trend dei singoli business.

Nel 2019 l’indice è stato pari a 31,41 tCO2eq/kboe, in riduzione del 7,4% Vs. 2018 (33,90 tCO2eq/kboe) grazie a positivi risultati dell’upstream e ad una riduzione dell’intensità emissiva delle raffinerie. Tale riduzione consente già di traguardare l’obiettivo del 2021 ma Eni intende perseguire un miglioramento medio del 2% annuo per i prossimi anni.

Investire per risparmiare emissioni ed energia

Nel 2019 Eni ha proseguito il piano di investimenti sia in progetti volti direttamente all’incremento dell’efficienza energetica negli asset (oltre 8M€) sia in progetti di sviluppo e revamping con significative ricadute sulla performance energetica delle attività. Gli interventi effettuati nell’anno consentiranno a regime di ottenere risparmi di combustibili pari a 303 ktep/anno (per la maggior parte nel settore upstream), cui vanno aggiunti 25 GWh/anno di risparmi da acquisti di elettricità e vapore. Il beneficio in termini di riduzione delle emissioni e pari a circa 0,8 milioni di tonnellate di CO2eq. L’impegno al miglioramento delle performance energetiche è inoltre testimoniato dall’inclusione nel sistema normativo HSE Eni degli strumenti di gestione coordinati con gli schemi di certificazione ISO 50001.

Prosegue l’impegno di portare a certificazione del sistema di gestione dell’energia i siti più energivori, nonché la transizione al nuovo standard 50001:2018. Il maggior impegno sarà profuso nel settore upstream con programmi di energy assessment mirati all’individuazione di opportunità di miglioramento e al deployment dei sistemi di gestione, che negli altri business sono già operativi nei siti industriali rilevanti.

Emissioni indirette

Eni pone particolare attenzione all’impatto emissivo associato alle proprie attività lungo l’intera filiera, dalla fornitura di beni e servizi per i processi produttivi, fino all’impatto ambientale legato all’utilizzo ed allo smaltimento dei prodotti finiti, come dimostrato anche dagli impegni al 2050 comunicati al mercato durante la presentazione della nuova strategia a febbraio 2020.

In linea con i principali standard di reporting, Eni rendiconta le emissioni indirette associate alle proprie attività lungo l’intera catena del valore, applicando metodologie consolidate (GHG Protocol, IPIECA).

Le emissioni indirette derivanti da acquisti di energia elettrica, vapore e calore da terzi (cd. Scope 2) sono quantitativamente trascurabili in Eni (circa 0,7 MtCO2eq), poiché nella maggior parte dei casi la generazione elettrica avviene tramite proprie installazioni e le relative emissioni GHG associate sono contabilizzate tra quelle dirette. Le emissioni Scope 2 rientrano tuttavia nell’ambito di applicazione del target di miglioramento di efficienza operativa (vedi paragrafo efficienza energetica). Per quanto riguarda tutte le altre emissioni indirette (cd. Scope 3), le stime sono state calcolate applicando le metodologie precedentemente consolidate (IPIECA), che prevedono un’analisi per categoria di attività.