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

Le emissioni GHG Scope 1 e Scope 2 sono contabilizzate applicando il criterio dell’operatore (100% della quota relativa alle attività operate da Eni a livello globale) e in tutti i business di riferimento. Nel 2021 le emissioni GHG Scope 1 di Eni sono state pari a 40,1 mln ton CO₂eq, in aumento del 6% rispetto al 2020 principalmente per effetto della ripresa delle attività nei settori upstream e trasporto gas, power e chimica. Circa il 45% delle emissioni GHG è soggetto a schemi di carbon pricing, principalmente all’Emission Trading Scheme europeo, in cui ricadono tutti i maggiori impianti del mid-downstream. Il 57% delle emissioni dirette proviene dal settore E&P. Il maggior contributo emissivo è da combustione e processo, legato ai consumi energetici degli asset produttivi. Le emissioni GHG Eni sono principalmente dovute ad attività in Italia e Africa. I restanti contributi sono ripartiti tra Asia, Oceania, Resto d’Europa e America. 

Sono invece quantitativamente trascurabili (circa 0,8 MtCO₂eq nel 2021) le emissioni indirette e cioè derivanti da acquisti di energia elettrica, vapore e calore da terzi (cd. Scope 2), poiché nella maggior parte dei casi la generazione elettrica avviene tramite proprie installazioni, per cui le relative emissioni GHG associate sono contabilizzate tra quelle dirette. Per quanto riguarda le emissioni indirette Scope 3, sono rendicontate secondo le 15 categorie del GHG protocol e applicando le linee guida IPIECA, le quali prevedono un’analisi secondo le attività.

Considerando il suo elevato potere climalterante e il ruolo riconosciuto in termini di opportunità di mitigazione del riscaldamento globale nel breve-medio termine, il tema delle emissioni di metano ha assunto una centrale importanza nel dibattito climatico internazionale. Nel corso del 2021, durante la COP26 è stato lanciato il Global Methane Pledge, obiettivo collettivo di riduzione delle emissioni di metano antropogeniche del 30% al 2030 (rispetto ai livelli del 2020), già supportato da oltre 100 paesi. Eni è da tempo impegnata nella riduzione delle emissioni di metano, essendo stata una delle prime aziende a definire già nel 2015 un obiettivo di riduzione assoluta delle emissioni fuggitive di metano. Nel 2022 ha confermato il proprio impegno per la progressiva riduzione di queste emissioni dai business Upstream, in linea con il Global Methane Pledge.

Inoltre, Eni prosegue nell’impegno alla progressiva ottimizzazione dei propri processi di monitoraggio e reporting per la riduzione delle emissioni di metano negli asset operati. Nel 2021 le emissioni di metano Eni sono risultate pari a 1,37 MtCO₂eq, stabili rispetto al 2020 ed essenzialmente concentrate nelle attività Upstream (95% del totale). Le emissioni sono associate al metano incombusto da flaring (43%) e dai processi produttivi (12%), al venting (27%) e alle emissioni fuggitive (18%). 

Per quanto riguarda le azioni di mitigazione previste: 

• Flaring: in aggiunta al contributo di riduzione legato ai progetti di flaring down, Eni sta analizzando tecnologie per la misurazione e l’ottimizzazione dell’efficienza di combustione delle torce e sta conducendo studi di fattibilità per l’implementazione di torce chiuse.
• Metano incombusto: sono in corso progetti di efficienza energetica, energy assessment (ISO 50001) e per l’applicazione delle migliori tecnologie disponibili per il miglioramento delle performance e la riduzione dei consumi (digitalizzazione, elettrificazione ed integrazione con energie rinnovabili).
• Venting: è in corso la mitigazione delle sorgenti fisse (es compressori, serbatoi) per gli asset esistenti, mentre per tutti i nuovi asset sono stati definiti dei criteri minimi di progettazione finalizzati allo zero venting.
• Fuggitive: nel 2021 sono proseguite le campagne di monitoraggio e manutenzione (Leak Detection And Repair- LDAR) che hanno contribuito al mantenimento del trend di riduzione. Ad oggi il 95% della produzione operata Upstream è coperto da programmi LDAR (corrispondente a circa 60 siti). La riduzione complessiva delle emissioni fuggitive upstream rispetto al 2014 è pari al 92%, confermando il raggiungimento, già a partire dal 2019, del target di riduzione dell’80% fissato per il 2025.

In linea con la strategia di progressiva decarbonizzazione del portafoglio Oil & Gas, Eni prosegue nell’impegno di progressiva riduzione dell'intensità emissiva dei propri asset operati Upstream, in linea con il raggiungimento del target di riduzione del 43% al 2025 rispetto al 2014. Nel 2021 l’indice risulta sostanzialmente stabile rispetto all’anno precedente e il suo andamento è correlato a un aumento delle emissioni, principalmente legato a shutdown di emergenza in Nigeria ed Angola e alla ripresa delle attività onshore in Libia. L’effetto è parzialmente compensato dalla riduzione delle emissioni fuggitive, grazie alle attività di monitoraggio e manutenzione, oltre a  una generale ottimizzazione dei consumi.

Una delle leve per ridurre l’intensità emissiva del settore Upstream è anche la progressiva riduzione del flaring di routine. In tale ambito, Eni ha aderito all’iniziativa "Zero Routine Flaring" promossa da Global Gas Flaring Reduction Partnership (GGFR), una partnership promossa dalla World Bank che riunisce governi, compagnie petrolifere e organizzazioni per lo sviluppo internazionale. L'iniziativa ha come obiettivo la progressiva eliminazione del flaring di routine entro il 2030, ma Eni ha deciso di anticipare gli obiettivi al 2025. Per questo è attiva in specifici programmi di riduzione del flaring attraverso la valorizzazione del gas associato tramite la produzione di energia elettrica a favore delle popolazioni locali, la distribuzione per il consumo domestico o l’esportazione. Ove tali pratiche non sono possibili, Eni ha realizzato impianti di re-iniezione in giacimento del gas naturale. 

Nel 2021 Eni ha proseguito con il piano di investimenti sia in progetti volti direttamente all’incremento dell’efficienza energetica negli asset (€ 10 mln) sia in progetti di sviluppo e revamping con significative ricadute sulla performance energetica delle attività. Gli interventi effettuati nell’anno consentono un risparmio effettivo di energia primaria di 391 ktep/anno rispetto ai consumi di baseline, derivanti principalmente da progetti in ambito upstream (circa 81%) e con un beneficio in termini di riduzione di emissioni pari a circa 0,9 milione di tonnellate di CO₂eq. Se si considerano anche le emissioni scope 2, ovvero derivanti da energia elettrica e termica acquistate, il risparmio di CO₂ derivante da progetti di energy saving ammonta a quasi 1 milione di ton di CO₂eq. Lo sforzo per estendere le logiche del sistema di gestione dell'energia ai business del settore Upstream è proseguito nel corso del 2021 coprendo con energy assessment più del 75% dei consumi degli asset e avviando un’analisi sulle potenzialità d’integrazione del sistema di gestione dell’energia, conforme alla ISO 50001 e con i sistemi HSE già adottati e certificati.