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La riduzione delle emissioni dirette 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.

07 febbraio 2020
8 min di lettura
di
07 febbraio 2020
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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.

L’obiettivo di riduzione delle emissioni si declina nello specifico, in target di breve e medio termine. Nel breve termine, Eni conferma l’obiettivo al 2025 di riduzione dell’intensità emissiva del -43% rispetto al 2014 negli asset operati upstream, attraverso l’azzeramento del flaring di processo, la riduzione delle emissioni fuggitive di metano e la realizzazione di interventi di efficienza energetica. Tali azioni contribuiscono anche al raggiungimento del target complessivo di miglioramento dell’indice efficienza operativa di tutte le realtà industriali Eni del 2% annuo nel periodo 2014-2021, che si traduce in un miglioramento complessivo dell’indice del 13,2%.

Impegni - Risultati e Obiettivi

IMPEGNI OBIETTIVI STATO DI AVANZAMENTO AL 2018
Riduzione indice intensità emissiva GHG upstream -43% al 2025 Vs 2014 -20% vs 2014
Riduzione volumi idrocarburi inviati a flaring di processo Zero Flaring di processo al 2025 -16% vs 2014
Riduzione emissioni fuggitive di metano upstream -80% al 2025 Vs 2014 -66% vs 2014
Miglioramento indice efficienza operativa -2% annuo al 2021 vs 2014 -18% vs 2014
Investimenti per riduzione emissioni GHG (100% attività operate) 2019-22 pari a circa 0,7 mld €

Nel medio termine Eni ha l’obiettivo di traguardare la net zero carbon footprint al 2030 sulle emissioni dirette delle attività upstream valorizzate in equity, rafforzando ulteriormente le azioni di riduzione delle emissioni GHG e compensando le emissioni residue attraverso progetti di conservazione delle foreste primarie e secondarie con ricadute positive sulle attività socio-economiche delle comunità locali.

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 2018 le emissioni da flaring hanno contribuito per il 27% alle emissioni GHG di Eni Upstream (21% circa la sola quota di processo) in riduzione dell’8% rispetto all’anno precedente per effetto del completamento dei progetti di valorizzazione e riduzione del flaring di processo e delle azioni di contenimento e ottimizzazione della pratica del flaring di emergenza. Nel 2018 Eni ha investito 39 milioni di euro in progetti di flaring down, in particolare in Nigeria e Libia, e nuovi investimenti saranno previsti per il raggiungimento del target al 2025. 

 

La riduzione delle emissioni di metano

Una delle leve del percorso di decarbonizzazione Eni è la massimizzazione dell’utilizzo del gas come fonte energetica a ridotta intensità emissiva. Per garantire l’uso sostenibile di questa risorsa è tuttavia indispensabile minimizzare le emissioni di metano che si possono generare lungo la filiera produttiva del gas. Con riferimento alle attività operate Eni, le emissioni di metano si concentrano principalmente nel business upstream (98 kton, pari al 94% 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. Queste ultime costituiscono il contributo principale alle emissioni di metano complessive di Upstream ed Eni ha definito nel 2015 un programma di monitoraggio delle emissioni fuggitive con l’obiettivo di ridurle dell’80% entro il 2025 (vs. 2014).

A oggi, circa il 70% degli asset Eni upstream (calcolato sulla base dei livelli di produzione) è già coperto da programmi di monitoraggio LDAR (Leak Detection And Repair), che hanno portato nel 2018 ad una riduzione in termini assoluti di quasi 2 MtCO2eq. 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 corso del 2018 è stato annunciato un target collettivo di riduzione dell’intensità di metano upstream (definita come il rapporto tra le emissioni totali di metano e la produzione venduta di gas naturale) che prevede il raggiungimento del valore di 0,25% al 2025 e un’ambizione di 0,20%, rispetto al valore di 0,32% nel 2017.

L’impegno nell’efficienza energetica

L’indice di efficienza operativa ha l’obiettivo di rappresentare l’intensità GHG comprensiva delle emissioni dirette e indirette (Scope 1 e Scope 2), misurandone quindi il grado di efficienza all’interno di un processo di decarbonizzazione. L’obiettivo fa riferimento a tutti gli asset industriali operati da Eni, con un target di miglioramento del 2% annuo al 2021 rispetto al valore dell’indice del 2014. L’obiettivo è riferito all’indice complessivo di Eni, mantenendo un’opportuna flessibilità nei trend dei singoli business.

Investire per risparmiare emissioni ed energia

Nel 2018 Eni ha investito circa 10 milioni di euro in progetti di efficienza energetica, che a regime consentiranno risparmi energetici per 313 mgl tep/anno, corrispondenti a a una riduzione delle emissioni di circa 0,8 milioni di tonnellate di CO2 eq. Nel settore upstream, gli interventi strutturali e di natura operativa per rendere più efficienti i processi produttivi dal punto di vista energetico, hanno consentito di aggiungere ai risparmi energetici ulteriori 19 ktep equivalenti a 22 mgl ton CO2 eq rispetto a quelli già consuntivati (729 mgl ton CO2 eq rispetto alla baseline 2014). Per gli altri settori industriali, nel 2018 sono stati effettuati interventi che consentono a regime un risparmio ulteriore a di circa 18 mgl tep ovvero 42 mgl ton CO2 eq di emissioni dirette evitate, dato in linea con quanto pianificato. L’impegno al miglioramento delle performance energetiche è inoltre testimoniato dall’integrazione degli strumenti di gestione dell’energia (ad. es certificazione ISO 50001) nel sistema normativo HSE di Eni. Attualmente circa il 60% dei consumi energetici globali di Eni avviene in installazioni industriali già in possesso di certificazione ISO 50001 ed è prevista una copertura superiore al 90% entro il 2022.

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. Per quanto riguarda le emissioni derivanti da acquisti di energia elettrica, vapore e calore da terzi (cd. Scope 2), sono quantitativamente trascurabili in Eni (circa 0,7 MtCO2 eq), poiché nella maggior parte dei casi la generazione elettrica avviene tramite installazioni proprie.

Rispetto a tutte le altre emissioni indirette (cd. Scope 3) Eni le rendiconta utilizzando metodologie riconosciute a livello internazionale (es. IPIECA) ed è impegnata nella rappresentazione del proprio impatto emissivo nell’ambito dell’intera filiera energetica dei prodotti commercializzati. Nel settore Oil & Gas, il maggiore impatto in termini emissivi è associato alla fase di utilizzo finale dei prodotti venduti (combustione di gas naturale e prodotti petroliferi, come benzine, gasolio, kerosene), che in Eni vengono quantificati sulla base delle produzioni di idrocarburi venduti dal business Upstream.

Aumento dell’efficienza e riduzione delle emissioni GHG

PDF 448.83 KB 05 settembre 2019 CEST 17:41
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Eni for 2018 - Decarbonizzazione

PDF 3.20 MB 10 maggio 2019 CEST 17:11
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