Le società petrolifere e del gas non registrano significative emissioni di metano. Ecco come risolverlo

Le accuse dell’IRA sul metano sono all’orizzonte, ma prima dobbiamo ripulire i dati.

Gli inventari delle emissioni autodichiarati dai grandi operatori di petrolio e gas (O&G) negli Stati Uniti sono significativamente sottostimati, inibendo il progresso climatico. Anche quando le aziende seguono le linee guida federali, le emissioni passano inosservate perché tali linee guida seguono presupposti semplicistici di operazioni di routine con perdite minime di metano. Tuttavia, questa segnalazione può trascurare gli eventi di “superemissione”, che sono abbastanza grandi da essere visti dai satelliti e possono contribuire con una quota sostanziale delle emissioni di O&G.

I dati empirici possono migliorare la trasparenza delle emissioni, colmare le lacune negli inventari autodichiarati e guidare l’azione climatica del settore O&G. Senza una contabilità accurata, politiche come la nuova tassa sulle emissioni di rifiuti sugli operatori di petrolio e gas (ai sensi dell’Inflation Reduction Act, IRA) degli Stati Uniti imporranno tariffe errate. La convalida delle emissioni autodichiarate aiuta a bilanciare i conti climatici e a colmare le carenze nell’inventario delle emissioni. A sua volta, ciò favorisce sforzi di mitigazione più efficaci e garantisce un’equa attuazione della nuova tassa sul metano dell’IRA.

Le semplici stime odierne sul metano incoraggiano la sottostima delle segnalazioni

L’Environmental Protection Agency (EPA) degli Stati Uniti supervisiona il Greenhouse Gas Reporting Program (GHGRP). La sottoparte W di questo programma richiede che gli impianti O&G – asset all’interno di un bacino con lo stesso proprietario o operatore – emettano oltre 25.000 tonnellate di anidride carbonica equivalente (CO2e) ogni anno per autodichiarare le proprie emissioni di gas serra (GHG). Le stime delle emissioni sono principalmente dal basso verso l’alto, utilizzando fattori di emissione generici e dati di attività, escludendo considerazioni su apparecchiature, malfunzionamenti e operazioni specifiche del sito.

Ma gli asset O&G non sono generici. Funzionano in modo diverso con emissioni che variano notevolmente. Ciò si traduce in emissioni ad ampio raggio tra barili di petrolio e gas altrimenti equivalenti. L’analisi di strumenti open source come OCI+ suggerisce che le emissioni di GHGRP del 2021 sottostimano le emissioni del settore O&G americano di oltre un fattore due.

Inoltre, il metano è principalmente gas naturale. Questo super inquinante climatico ha oltre 80 volte il potenziale di riscaldamento dell’anidride carbonica (CO2) nel corso della sua vita decennale. Poiché le linee guida dell’EPA utilizzano potenziali di riscaldamento globale di 100 anni, il riscaldamento a breve termine e ad alto impatto del metano è notevolmente minimizzato. Se si considera il potenziale di riscaldamento globale del metano in un periodo di 20 anni, il GHGRP potrebbe sottostimare le emissioni di un fattore quattro.

Numerosi studi empirici evidenziano la sistematica sottostima del metano da parte del capo W. Un recente studio sugli operatori O&G del bacino del Permiano ha stimato le intensità di metano (il rapporto tra le emissioni di metano e il gas naturale o l’energia totale prodotta) utilizzando una tecnologia di telerilevamento in grado di rilevare eventi di superemissione. Considerando i soli eventi di superemissione, le intensità di metano misurate erano, in media, oltre sei volte superiori a quelle riportate nel GHGRP. Tuttavia, altri studi rilevano che le emissioni di metano O&G nel New Mexico sono 6,5 volte maggiori rispetto alle stime EPA.

La Figura 1 confronta le intensità di metano dei singoli operatori (tassi di perdita effettivi) tra gli inventari delle emissioni auto-riportati (barra blu scuro) e i superemettitori osservati in modo indipendente (barra blu chiaro). Le vendite di gas (diamanti verdi) sono tracciate (asse destro). Da questo piccolo campione troviamo che un’elevata produzione di gas non implica un’elevata intensità di metano e che intensità di metano più elevate possono essere prevalenti a qualsiasi livello di produzione. È importante sottolineare che elevate intensità di metano combinate con elevati volumi di produzione contribuirebbero al maggior danno climatico (ad esempio, Operatore 9). Tuttavia, anche gli operatori con un’elevata intensità di metano e basse vendite di gas (ad esempio, l’Operatore 11) possono causare gravi danni climatici.

Figura 1: Osservazioni dei superemettitori rispetto alle emissioni riportate.

L’utilizzo delle emissioni di metano misurate è importante dal punto di vista fiscale e ambientale

Secondo la tassa sulle emissioni di rifiuti dell’IRA, gli operatori che superano un’intensità di metano dello 0,2% del gas naturale venduto dall’impianto pagano per le emissioni di metano in eccesso. Ma gli attuali inventari di gas serra non includono molti operatori che effettivamente superano questa soglia. Le intensità aeree di superemissione di metano per questi operatori del bacino del Permiano erano in media superiori a tre volte la soglia dello 0,2%. Alcuni operatori hanno superato questa soglia di quasi nove volte.

Applicando la tassa di 900 dollari per tonnellata di metano proposta dall’IRA a questi inventari di GHGRP si perderebbero circa 208 milioni di dollari in tasse. Utilizzando gli attuali inventari di GHGRP verrebbero raccolti circa 2 milioni di dollari di tariffe, mentre utilizzando i soli dati misurati sulle superemissioni si ottengono circa 210 milioni di dollari di tariffe, oltre 200 volte superiori. L’imposta sulle emissioni di rifiuti è sensibile non solo all’intensità del metano ma anche ai volumi di gas, quindi le tariffe riflettono e si adattano in base al danno climatico stimato. Senza correzione, questa lacuna di dati porterà a perdite di entrate ancora maggiori; la tassa sulle emissioni di rifiuti addebiterà 1.500 dollari per tonnellata di metano a partire dal 2026.

Figura 2: Differenze nelle tariffe sui rifiuti del metano per un campione di operatori.

In gioco ci sono centinaia di milioni di dollari. Inoltre, questo deficit tra le emissioni di metano GHGRP autodichiarate e le emissioni operative misurate crea incentivi perversi e penalizza ingiustamente alcuni operatori avvantaggiando altri.

È possibile sviluppare inventari accurati delle emissioni del settore O&G. Alcuni operatori e numerose terze parti misurano da anni i dati sulle emissioni. Altri utilizzano standard verificabili e open source per certificare la loro intensità di metano. I dati misurati sul metano si stanno sempre più integrando in modelli bottom-up come OCI+ di RMI per la previsione delle emissioni globali di O&G.

Il governo degli Stati Uniti riconosce l’importanza della trasparenza delle emissioni per la mitigazione del clima. Il programma di riduzione delle emissioni di metano dell’IRA comprende assistenza finanziaria e tecnica per la riduzione delle emissioni di petrolio e gas. Quest’anno, l’EPA e la Pipeline and Hazardous Materials Safety Association (PHMSA) hanno proposto una nuova categoria di segnalazione “altri eventi di rilascio di grandi dimensioni” per incorporare eventi di superemissione. Le altre revisioni proposte dall’EPA al capo W includono una copertura ampliata delle fonti, fattori di emissione aggiornati, l’uso di dati più empirici e una maggiore trasparenza pubblica. Questi cambiamenti – insieme a diverse raccomandazioni di RMI e Carbon Mapper – possono migliorare notevolmente la contabilità delle emissioni del Capo W.

Le normative della sottoparte W entreranno in vigore nel 2025, dietro la tassa sulle emissioni di rifiuti, in vigore dal 2024. Gli operatori si trovano in una finestra critica per migliorare i loro inventari, poiché gli inventari del 2025 rifletteranno l’efficacia combinata di queste recenti politiche.

Inventari accurati delle emissioni vanno a vantaggio di tutti gli attori

Una carbon tax statunitense è stata a lungo discussa, ma mai adottata. La tassa sulle emissioni dei rifiuti dell’IRA che utilizza inventari accurati del metano può fare la storia. Una contabilità completa delle emissioni di metano utilizzando dati empirici può fare molto per incentivare l’azione per il clima, evidenziare misure critiche di mitigazione e creare trasparenza sulle emissioni pubbliche. Questi strumenti e incentivi possono catalizzare proprietari e operatori lungo tutta la filiera del petrolio e del gas, dai produttori agli spedizionieri e alle raffinerie.

Un reporting accurato informa anche gli investitori e gli acquirenti di petrolio e gas che mirano a effettuare acquisti più in linea con il clima. Fornire alle agenzie di regolamentazione dati sufficienti può anche portare a normative più efficaci mirate alle fonti evidenziate di emissioni di metano.

Fissando un prezzo al metano, la riduzione delle emissioni può essere presa in considerazione nel processo decisionale economico del settore. Data la natura altamente competitiva del settore O&G, una corretta determinazione del prezzo del metano lo renderà importante sul mercato. Un maggiore monitoraggio e utilizzo di dati empirici guiderà gli operatori a risolvere le loro maggiori fonti di emissioni, premiando al contempo gli operatori con le intensità di metano più basse. Dato il grande volume di gas che fluisce attraverso l’economia odierna, minore è l’intensità del metano, minori saranno i danni legati al clima imposti agli Stati Uniti e alla popolazione mondiale.

Di Suzanne (Suzy) Schadel, Deborah Gordon, Frances Reuland, © 2023 Istituto delle Montagne Rocciose. Pubblicato con permesso. Originariamente pubblicato su RMI.