Giocando col fuoco: le emissioni dei giacimenti di petrolio e gas

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• L'impronta di gas serra (GHG) dei giacimenti di gas e di quelli di petrolio presenta differenze significative.
• A parte i cosiddetti giacimenti di petrolio pesante, la natura geologica della risorsa non è correlata alla sua impronta di GHG.
• Sia nella produzione di greggio che in quella di gas naturale, l'intensità di GHG è essenzialmente dovuta alle emissioni di metano. Per quanto riguarda il greggio, un'altra fonte importante di gas serra è data dalla combustione in torcia dei gas in eccesso (c.d. gas flaring).
• L'entità del flaring e del metano rilasciato in atmosfera è piuttosto variabile, e dipende sia dall'area geografica che dalla regolamentazione applicata. I paesi con una rigida vigilanza nel settore, come la Norvegia, si posizionano piuttosto bene, mentre le aree con una normativa meno rigorosa, come l'Iraq, l'Algeria e il Texas, registrano performance peggiori.
• Una valutazione dell'intensità di GHG e delle prassi di rilascio in atmosfera e di combustione in torcia di gas da parte dei produttori di gas e petrolio dovrebbe essere presente in tutte le iniziative di engagement legato al clima intraprese dagli investitori.
• Essi possono e devono privilegiare i produttori a più bassa intensità di gas serra.

Greggio e gas naturale rappresentano il 57% del consumo primario mondiale di energia, e una quota compresa tra il 40% e il 45% delle emissioni di GHG. Queste emissioni provengono in gran parte (tipicamente per il 75% - 85%) dalla fase di combustione, ad esempio nei motori diesel o nelle centrali elettriche alimentate a gas naturale. In questo stadio, la provenienza del combustibile non ha importanza – brucia sempre allo stesso modo – ma nel punto dell'estrazione possono esserci importanti differenze, che gli investitori intenzionati a decarbonizzare i propri portafogli farebbero bene a considerare.

L'obiettivo della transizione energetica consiste nel ridurre stabilmente e in misura sostanziale la combustione dei gas – sviluppando soluzioni e tecnologie alternative che supportino l'impegno dei paesi per un mondo a zero emissioni nette. Ci vorrà tempo perché le nostre economie abbandonino la dipendenza dai combustibili fossili, e in alcuni casi il loro utilizzo resisterà nel tempo. Per questo è essenziale comprendere e considerare i fattori geografici, tecnici e operativi alla base delle emissioni di gas e petrolio generate prima di arrivare alla fase di consumo dei combustibili.

Un settore difficile: i giacimenti petroliferi

Un'analisi molto importante per lo studio delle emissioni e dei giacimenti petroliferi pubblicata dalla rivista Science nel 2018 prendeva in considerazione 8.966 giacimenti, pari a più del 98% della produzione mondiale di petrolio nel 2015. Lo studio si prefiggeva di misurare in modo sistematico l'intensità di carbonio di quei giacimenti, dal pozzo alla raffineria. Il grafico che riportiamo di seguito illustra i risultati dello studio:

Scomposizione dell'intensità di emissioni globali

Fonte: “Global carbon intensity of crude oil production”, Mohammad S. Masnadi et al., Science 2018

Lo studio conclude che, in media, l'intensità di un barile di petrolio è di 10,3 grammi di CO2 equivalente per megajoule (gCO2e/MJ). La CO2 rappresenta il 65% delle emissioni totali, contro il 34% del metano. In termini di fonti di emissione, il solo gas flaring (la combustione in torcia dei gas associati alla produzione di petrolio) rappresenta il 23%. L'aspetto più interessante emerso dai dati è forse l'estensione del range. È risultato che le emissioni del 5% peggiore dei giacimenti petroliferi erano più del doppio di quelle del giacimento medio, mentre le emissioni del 5% migliore erano meno della metà della media.

I giacimenti petroliferi con la massima intensità di emissioni devono tale risultato principalmente a due caratteristiche:

• Emissioni connesse a qualità naturali: Gli oli pesanti sono densi e viscosi¹ . Per poter essere estratti come fluidi richiedono grandi quantità di calore – spesso sotto forma di vapore – e l'alto consumo di energia spiega l'elevata intensità di GHG. Un esempio tipico è quello delle sabbie bituminose canadesi, o del petrolio estratto in Venezuela o in California.
• Emissioni connesse all'attività umana: Quasi tutti i giacimenti petroliferi producono anche gas naturale (il rapporto gas-petrolio (o GOR) è lo standard che misura la proporzione tra i due). Se il gas non è gestito in modo corretto, finisce per essere bruciato in torcia (flaring) oppure rilasciato direttamente in atmosfera (venting). Queste pratiche fanno balzare l'intensità di GHG, poiché il gas bruciato si trasforma in CO2 e la molecola di metano (la principale componente del gas naturale) è 28-36 volte più potente della CO2 su un orizzonte di 100 anni2 .

Per illustrare questo punto, del quartile dei giacimenti a più elevata intensità, il 51% è costituito da giacimenti che bruciano il gas in torce elevate e il 18% da giacimenti di petrolio pesante. Per gli altri tre quartili combinati, le percentuali scendono rispettivamente al 4% e al 9%.

È importante osservare come, al di là di questi due fattori, la natura della risorsa non costituisce un fattore determinante. Che si tratti di un giacimento onshore od offshore, che utilizzi o meno tecniche di fratturazione idraulica (c.d. "fracking"), situato nell'Artico o vicino all'equatore, questi fattori si sono dimostrati ampiamenti irrilevanti rispetto all'intensità di GHG.

Un processo affidabile?

Nel suo World Energy Outlook del 2018, l'Agenzia Internazionale per l’Energia (IEA) ha pubblicato un'analisi dettagliata dell’impronta di GHG del greggio. L'analisi si differenzia leggermente da quella di Science in quanto utilizza una diversa metrica – chili di CO2 equivalente per barile di petrolio equivalente (kgCO2e/boe) – e cattura una quota maggiore dell'impatto pre-consumo, grazie all'inclusione del trasporto di greggio e sottoprodotti e della raffinazione. Sebbene non vi sia alcuna distinzione per categoria di greggio, le fonti di combustione in torcia e di rilascio in atmosfera di gas vi sono identificate con precisione.

L'IEA conclude che, per portare al cliente un barile medio di petrolio, occorrono 93,6 kgCO2e/boe. Dall'analisi emerge anche una gamma assai ampia di diverse intensità, in cui il decile peggiore emette quattro volte in più del decile migliore.

Ecco alcuni altri punti rilevanti emersi dall'analisi:

• L'estrazione in sé rappresenta “solo” il 15% delle emissioni pre-consumo.
• Le emissioni di metano, per flaring o per rilascio in atmosfera, rappresentavano il 40% dell'intensità media, costituendo il principale responsabile delle emissioni di GHG.
• L'intensità di GHG degli impianti di raffinazione evidenzia forti contrasti: gli impianti peggiori emettono cinque volte i gas serra degli impianti migliori. La configurazione tecnica delle raffinerie si conferma fonte principale delle differenze rilevate: le raffinerie che si limitano a trattare il greggio leggero riescono a completare il processo con un consumo di energia relativamente basso, mentre il processo di raffinazione di greggio pesante comporta una serie di fasi ad alta intensità di energia. Il greggio pesante genera più emissioni non solo nella fase estrattiva, ma anche durante la raffinazione.

Intensità di emissioni indirette nella produzione petrolifera globale, 2017

Fonte: IEA, World Energy Outlook 2018. Mboe/d = milioni di barili olio equivalente al giorno

L'IEA giunge a conclusioni simili a quelle degli autori di Science - i giacimenti di petrolio pesante e quelli con gas in eccesso non adeguatamente gestiti si collocano nell'estremità più alta della curva relativa all'intensità di emissioni. Anche in questo caso, altri fattori si dimostrano assai meno significativi ai fini dell'intensità di GHG.

È opportuno aggiungere una considerazione: la misurazione delle perdite di metano e delle cosiddette emissioni fuggitive è un compito impegnativo. È assai probabile che le perdite effettive siano superiori a quanto rilevato da molti studi, dato che implicherebbe un livello più elevato di emissioni di GHG.

Un altro elemento da tenere a mente è che l'intensità di GHG dei giacimenti petroliferi tende ad aumentare con l'invecchiare del giacimento. Man mano che si estrae petrolio, la pressione nel reservoir diminuisce. Ciò implica un calo di produzione a pari consumo energetico, o il mantenimento degli stessi livelli di produzione con un input energetico maggiore.

Dal punto di vista dei produttori di petrolio, gli studi portano a due ordini principali di conclusioni:

• Per le sabbie bituminose e il petrolio pesante, occorre scegliere se investire o non investire. Diverse società hanno abbandonato l'estrazione dalle sabbie bituminose canadesi a causa dell'alta intensità di GHG (e della volatilità finanziaria), ma la tendenza è a vendere gli impianti piuttosto che a chiuderli. Oggi il settore evidenzia un elevato consolidamento nelle mani di poche società canadesi. Queste aziende non sono investibili per gli investitori che adottano politiche sulle sabbie bituminose, come AXA IM.
• Per i giacimenti con un GOR (rapporto gas-petrolio) elevato, qualunque società che voglia realmente ridurre le emissioni deve sviluppare le necessarie infrastrutture per catturare i gas in eccesso, anziché bruciarli o rilasciarli in atmosfera.

La matematica del metano: i giacimenti di gas naturale

L'IEA ha condotto la stessa analisi applicata al greggio anche per il gas naturale. Per il gas naturale è risultato un profilo di emissioni diverso, poiché in questi impianti non si pone il problema del flaring, ma le emissioni di metano in tutta la catena del valore risultano comunque problematiche. L'IEA conclude che, per portare al cliente l'unità media di gas liberato, occorrono 95,5 kg CO2e/boe. Analogamente a quanto si verifica per l'estrazione del greggio, dalla comparazione tra il decile migliore e il peggiore emerge che i peggiori emettitori emettono quattro volte i gas serra degli impianti più efficienti.

Dall'analisi emergono diversi punti:

• L'estrazione di gas risponde del 27% delle emissioni pre-consumo, una quota leggermente superiore a quella del petrolio.
• Le emissioni di metano sono molto critiche, sia upstream che downstream (ad esempio nei gasdotti), e rappresentano il 60% delle emissioni totali.
• Il Gas naturale liquefatto (GNL) evidenzia complessivamente una maggiore intensità (118 kg CO2e/boe), che si spiega con il consumo di energia necessario per la liquefazione e la spedizione del gas, nonostante le emissioni di metano più basse.
• La CO2 rilasciata direttamente in atmosfera (venting) è un elemento specifico della produzione di gas naturale: quasi tutti i giacimenti di gas contengono CO2, in percentuali minime o a due cifre, che viene estratta attraverso un processo di stripping e, il più delle volte, rilasciata in atmosfera.

Nel complesso, la produzione di gas naturale con le maggiori emissioni di GHG – nella parte destra della curva – è quella con il più alto livello di emissioni di metano, specialmente upstream.

Intensità di emissioni indirette nella produzione globale di gas, 2017

Fonte: IEA, World Energy Outlook 2018. bcm = miliardi di metri cubi

Come per il petrolio, è comunemente riconosciuto che le effettive emissioni di metano sono più elevate di quelle dichiarate, in questo caso soprattutto nelle fasi di trasporto e distribuzione.

Per le società coinvolte nella filiera del gas naturale, questo porta a un paio di conclusioni:

• Controllare le emissioni di metano dovrebbe essere una priorità, sia alla testa del pozzo, sia nella talvolta lunghissima fase di trasporto. Esistono tecnologie e impianti specifici per questa funzione, e sono molto spesso economici.
• La CO2 rilasciata direttamente in atmosfera (venting), pur rappresentando una piccola parte dell'impronta di GHG (in media il 7% delle emissioni), dovrebbe essere utilizzata o reiniettata nel sottosuolo. Le società prive di un approccio adeguato alla CO2 dovrebbero astenersi dallo sviluppo di giacimenti di gas ricchi di CO2.

La combustione in torcia: un'analisi geografica

Se si considera l'impronta di GHG in prospettiva geografica, il risultato rispecchia in gran parte l'interazione tra le prassi di venting e di flaring e le caratteristiche geologiche e normative.

Nel grafico che segue, basato su dati della società di consulenza Rystad, è riportata l'intensità di emissioni nel 2019 a livello upstream per regione e per tipo di risorsa, con distinzione tra impianti convenzionali onshore, impianti non convenzionali onshore, impianti offshore e sabbie bituminose canadesi.

Le sabbie bituminose

Fonte: Dati Rystad pubblicati in The energy industry of tomorrow on the Norwegian continental shelf. Konkraft, 2021

Il grafico mostra una significativa variabilità geografica dell'intensità di GHG. Il dato non sorprende, considerate le curve di intensità osservate sia per il greggio sia per il gas naturale, e inoltre fa luce su alcune realtà poco conosciute, o che non corrispondono all'idea comune che ne abbiamo:

• Il settore nordamericano del gas di scisto si colloca nettamente sotto la media. Sebbene questi dati non tengano conto delle emissioni di metano fuggitive o non registrate, mostrano comunque che un impianto di estrazione del gas di scisto, se ben gestito, è relativamente innocuo in termini di intensità di GHG. Il settore presenta tuttavia altre problematiche ambientali specifiche, che riguardano in particolare l'accesso all'acqua e la gestione delle acque reflue.
• Le sabbie bituminose canadesi costituiscono una categoria a parte. L'altissima intensità di emissioni, unitamente alla notevole impronta ambientale degli impianti estrattivi, giustifica la politica di esclusione di AXA IM in relazione a qualsiasi società mineraria o di gestione della rete che derivi almeno il 20% dei ricavi dall'estrazione di sabbie bituminose.
• Gli impianti offshore si collocano in diversi punti della curva di intensità, dalla migliore Norvegia, dove vige una regolamentazione rigorosa, alla Nigeria, dove la pratica del gas flaring è molto diffusa.
• Il Medio Oriente, per quanto riguarda le attività onshore, è una regione di contrasti. Se l'Arabia Saudita evidenzia un basso livello di intensità – circa 10 kgCO2e/boe – i valori di Iraq e Iran sono molto più alti, a causa delle diffuse pratiche di combustione in torcia dei gas in eccesso.

Come già detto, la combustione in torcia del gas naturale contribuisce in modo rilevante all'intensità di GHG. Nel 2015, la Banca mondiale ha lanciato l'iniziativa “Zero Routine Flaring by 2030” e ha aperto un sito Internet ricco di dati e informazioni. L'immagine dal satellite qui sotto mostra chiaramente i luoghi dove è stato fatto ricorso a pratiche di gas flaring nel 2020. Il grafico che segue indica i paesi in assoluto più dediti a pratiche di gas flaring.

Ancora una volta, la pratica di bruciare i gas in eccesso – e di rilasciarli in atmosfera – corrisponde a precise scelte operative. Queste emissioni possono essere impedite, attraverso una regolamentazione stringente o per scelta delle società. In quasi tutti i casi, l'equazione economica è favorevole, e le tecnologie necessarie sono già disponibili.

Tracciamento delle fughe di gas nel mondo

Fonte: Banca mondiale, 2020

Evoluzione del flaring 2016-2020

Fonte: The World Bank – Global Gas Flaring Reduction Partnership

Approfondimento: gli Stati Uniti nel dettaglio

Per concludere, diamo uno sguardo da vicino alla produzione di gas e petrolio degli Stati Uniti. Uno studio sistematico delle intensità di GHG e di metano per bacino di produzione è stato pubblicato nel giugno del 2021 da MJ Bradley & Associates, per conto dell'organizzazione no profit Ceres. I risultati dello studio sono sintetizzati nel seguente grafico.

Tracciamento dei fattori di emissione negli USA

Fonte: “Benchmarking Methane and Other GHG Emissions of Oil & Natural Gas production in the US”, MJ Bradley, Clean Air Task Force and Ceres, giugno 2021

Come già visto nelle precedenti analisi, esiste una sensibile discrepanza tra i diversi bacini, e anche al loro interno. E, ancora una volta, queste due pratiche sono i principali responsabili dell'intensità di GHG.

Vale inoltre la pena di notare che, in media, le società più piccole registrano intensità superiori. Delle 295 società oggetto dello studio, l'80% costituito dalle entità più piccole – 235 produttori in tutto – rappresenta il 21% della produzione ma il 40% delle emissioni di GHG.

Questi 235 produttori hanno in media un'intensità di GHG di 25,6 kgCO2e/boe, a fronte di 10,6 kgCO2e/boe del 20% rappresentativo delle entità più grandi. Questi risultati evidenziano l'importanza della scala nello sviluppo dei campi di estrazione di gas di scisto, oltre alla criticità della presenza di un'infrastruttura, specialmente per gestire l'associata produzione di gas.

Lezioni per gli investitori

La transizione energetica comporta il cambiamento del mix energetico delle nostre società ed economie – in altre parole, la sostituzione dei combustibili fossili con fonti di energia decarbonizzate. Occorreranno molti anni e sforzi significativi da parte di tutti gli stakeholder.

Per gli investitori che scelgono di accompagnare le imprese nel loro percorso di transizione, engagement e selezione saranno elementi critici, soprattutto nel settore gaspetrolifero. Noi di AXA IM siamo strenui fautori di un approccio rigoroso, coerente e di ampio respiro.

Evoluzione dell'intensità di carbonio e player principali

Fonte: Relazioni annuali e relazioni sulla sostenibilità. AXA IM. La O&G Climate Initiative consiste in 12 società che rappresentano il 28% della produzione mondiale di gas e petrolio nel 2020. Dati espressi in kgCO2e/boe

Un investitore attivo e responsabile dovrebbe mettere la valutazione dell'intensità di GHG e delle prassi di rilascio in atmosfera e di combustione in torcia di gas da parte dei produttori di gas e petrolio al centro di tutte le sue iniziative di engagement in relazione al clima. L'intensità di GHG per barile di petrolio equivalente sarà un parametro fondamentale nelle analisi di AXA IM, con l'obiettivo di individuare le migliori società in transizione. La tabella che precede riporta un esempio di questo indicatore per alcuni grandi produttori di gas e petrolio.

Siamo inoltre convinti che i produttori di gas e petrolio a più bassa intensità di GHG possano e debbano essere preferiti dagli investitori, e che un asset manager veramente attivo e responsabile debba essere trasparente ed esplicito riguardo al suo approccio, alle sue convinzioni di base e ai risultati che spera di ottenere cercando di decarbonizzare i portafogli dei suoi clienti, e di proteggerli dai principali rischi della transizione energetica.