Responsabilità di flaring

Sintesi

Il gas flaring rimane un problema globale persistente, che non è migliorato in modo significativo nonostante l'introduzione di osservazioni dirette del flaring da parte dei satelliti e di importanti impegni globali per ridurre questa pratica dispendiosa e dannosa. Nel 2023, sulla base delle osservazioni satellitari, il volume totale di gas bruciato dall'upstream petrolifero e del gas era di 145 miliardi di metri cubi (bcm^{)i - pari}alla metà della domanda di gas naturale dell'Europa in quell'annoi - il ^chesignifica un'intensità media globale di flaring di 5,0 metri cubi per barile di petrolio/condensato prodotto (^m3/bbl)^.iii  

Questo rapporto determina, per la prima volta, l'intero impatto del flaring di una compagnia nel mondo, attribuendo il flaring alle singole compagnie sia per le attività gestite che per quelle non gestite. La nostra analisi mostra che solo 10 grandi compagnie petrolifere internazionali (IOC) - BP, Chevron, ConocoPhillips, Eni, ^Equinor1, ExxonMobil, Occidental Petroleum, Repsol, Shell e TotalEnergies - sono responsabili del 7% del flaring globale, in base alle loro percentuali di proprietà negli impianti di flaring. Si tratta di una quantità enorme di flaring: circa 10 miliardi di metri cubi di gas nel 2023, una quantità di gas sufficiente a rifornire Norvegia e Austria messe insieme^.iv   

I 10 CIO analizzati si trovano in una posizione unica per influenzare i partner delle joint venture, data la portata globale delle loro operazioni e delle loro partnership aziendali. Hanno un'influenza diretta sul 15% del flaring globale, se si considera il volume totale di flaring che si verifica negli impianti in cui hanno investito capitale. 

Inoltre, hanno un'influenza su quasi il 40% del flaring globale, se si considera tutto il flaring che si verifica presso le loro attività e presso le aziende con cui collaborano (cfr. Figura 13).

Tutte le compagnie petrolifere e del gas sono responsabili del flaring nelle attività da cui traggono profitto, anche se non ne sono l'operatore. Tuttavia, gli impegni assunti dalle compagnie per ridurre il flaring non si applicano in larga misura alle attività non gestite e il flaring proveniente dalle attività non gestite è in gran parte assente dai rapporti delle compagnie^.2 Più della metà del volume di flaring attribuito a queste compagnie proviene dalle loro attività non gestite. Sette delle 10 società analizzate hanno un'intensità di flaring più elevata negli impianti non operativi rispetto a quelli gestiti (Figura 1). Data la notevole quantità di investimenti, produzione e profitti che le 10 IOC ottengono da queste operazioni, è imperativo che gli obiettivi e gli sforzi di riduzione delle emissioni siano estesi agli impianti non gestiti. 

Figura 1: Intensità di flaring delle IOC rispetto alla produzione delle attività gestite e non ^gestite3

L'industria del petrolio e del gas rimane molto indietro rispetto agli obiettivi necessari per ridurre il flaring a un livello tale da soddisfare gli obiettivi climatici globali. Gli obiettivi di emissioni nette zero richiederanno una forte riduzione del flaring. Lo scenario di emissioni nette zero dell'Agenzia Internazionale dell'Energia (IEA NZE) prevede una riduzione del 95% del flaring entro il 2030, che equivale a un'intensità di flaring di 0,3^m3/bbl, ma nessuna delle compagnie analizzate ha un'intensità di flaring inferiore a 0,6^m3/bbl(come media di tutti gli asset gestiti e non). L'Eni, che dal 2015 ha aderito all'iniziativa Zero Routine Flaring (ZRF) della Banca Mondiale, ha un'intensità media di flaring pari a 8,2^m3/bbl(cfr. Figura 1)^{3 .} 

Il livello di ambizione deve essere innalzato per eliminare praticamente tutto il flaring negli impianti petroliferi e del gas di tutto il mondo, sia quellodi routine che quello non di routine, chenon sia legittimamente legato a un'emergenza. I 10 CIO si sono impegnati a porre fine al " flaringdi routine" entro il 2030 nell'ambito dell'Iniziativa ZRF della Banca Mondiale, ma nel 2022 solo il 30% del flaring totale segnalato da queste compagnie era classificato come "di routine". Pertanto, se questi CIO raggiungono solo l'obiettivo di eliminare il "flaring di routine", il restante 70% del flaring classificato come "non di routine" potrebbe rimanere in gran parte inalterato. In questo scenario, il flaring rimarrà di gran lunga superiore ai livelli richiesti dall'obiettivo "net zero" dell'AIE (una riduzione del 95% entro il 2030). 

I 10 CIO di cui si parla in questo rapporto hanno un'influenza enorme sul flaring globale. Queste compagnie sono attori critici a livello globale perché si sono impegnate a porre fine al "flaring di routine" in tutte le loro operazioni, hanno una notevole capacità di influenzare il flaring attraverso le loro joint venture e partnership in tutto il mondo, e hanno le competenze tecniche e le risorse finanziarie per assistere le compagnie con minori risorse nei Paesi a basso e medio reddito con cui collaborano. 

Per far passare l'industria petrolifera e del gas dagli obiettivi all'azione - e per ottenere riduzioni misurabili e reali del metano e del flaring - è necessaria una combinazione efficace di leve normative, finanziarie ed economiche, oltre a soluzioni tecniche e alla leadership aziendale. Per i CIO, l'allineamento con altri partner di joint venture sugli obiettivi di riduzione del flaring è spesso un prerequisito essenziale per far avanzare i progetti di cattura dei gas di combustione. Regolamenti ben concepiti e applicati possono svolgere un ruolo cruciale nel ridurre direttamente il flaring e nel creare un ambiente favorevole alla riduzione delle torce. Anche le istituzioni finanziarie e gli altri attori del settore privato svolgono un ruolo fondamentale nel far leva sugli incentivi positivi e negativi per ridurre il flaring. Il flaring è un problema ampio ma risolvibile. Sebbene gli sforzi esistenti per catturare e utilizzare il gas che altrimenti verrebbe bruciato siano encomiabili, il ritmo di questi progetti deve essere accelerato drasticamente per poter essere all'altezza del problema su scala globale.

Il problema del flaring

Il flaring è una pratica comune utilizzata dall'industria per bruciare i gas associati e in eccesso durante l'esplorazione, la produzione, la lavorazione e il trasporto di petrolio e gas. Gli impatti ambientali, climatici e sanitari del gas flaring sono significativi. Il processo di combustione emette anidride carbonica (_CO2), uno dei principali gas serra, insieme ad altri inquinanti atmosferici pericolosi che hanno effetti dannosi per la salute umana e l'ambiente. A livello globale, oltre il 4% della produzione di gas naturale viene bruciato in torcia^{; v} oltre ad essere una grande fonte di inquinamento, questa pratica rappresenta un enorme spreco di risorse naturali, in quanto il gas bruciato non produce alcun valore.  

Inoltre, il metano, un potente gas serra, viene rilasciato anche a causa della combustione incompleta in torcia; meno efficiente è la torcia, più metano viene emesso. La Banca Mondiale stima che nel 2023 il flaring sia stato responsabile di 381 milioni di tonnellate di_CO2 equivalente (_CO2e), di cui 45 milioni di tonnellate di_CO2e(~12%) erano "slittamento di metano" da combustione incompleta. Questa quantità di metano emesso nell'atmosfera è significativa e, tuttavia, probabilmente sottostima il volume e l'impatto reali^.4 Con un potenziale di riscaldamento oltre 80 volte superiore a quello della_CO2 in un periodo di 20 anni, la riduzione delle emissioni di metano può avere un impatto più immediato sul rallentamento del tasso di riscaldamento globale. Oltre all'impatto sul clima, i ricercatori di diversi Paesi hanno rilevato un aumento dei rischi per la salute nelle comunità vicine alle torri di combustione del gas, a causa del rilascio di particolato e di altri inquinanti nocivi. In un rapporto pubblicato nel 2023, CATF ha rilevato che in 18 Paesi esportatori di petrolio, 10 milioni di persone vivono in prossimità di torce attive (nel raggio di 5 chilometri), tra cui mezzo milione di persone che vivono molto vicino alle torce (nel raggio di 1 chilometro)^.vi La scienza è chiara: ridurre il metano è un'opportunità che non possiamo permetterci di perdere. Poiché il flaring è una delle principali fonti di emissioni di_CO2 e metano dell'industria petrolifera e del gas, la riduzione e la gestione di questa pratica dispendiosa e dannosa deve essere una priorità per tutte le compagnie petrolifere e del gas^.vii 

Diversi Paesi hanno adottato normative per ridurre il flaring. L'efficacia di queste norme varia da Paese a Paese, con alcune nazioni che hanno un'applicazione più severa di altre. Inoltre, alcune normative che si concentrano troppo strettamente sul flaring possono portare a conseguenze indesiderate, come l'aumento del venting (il rilascio di metano non bruciato nell'atmosfera) a causa delle sanzioni finanziarie per il flaring^,viii che finora è stato più facile da osservare rispetto al venting. Le pratiche aziendali e la volontà politica delle autorità di regolamentazione svolgono un ruolo significativo nella quantità di flaring che si verifica. Nei bacini e nelle regioni con una maggiore propensione al flaring, gli investimenti in tecnologie per ridurre al minimo il flaring devono essere inseriti nei piani ingegneristici e finanziari all'inizio del ciclo di sviluppo di un impianto o aggiunti proattivamente come retrofit nei siti esistenti. 

Ridurre al minimo la svasatura ha molteplici vantaggi: 

• Riduce le emissioni che contribuiscono al cambiamento climatico,
• Protegge la salute delle popolazioni che vivono in prossimità dei brillamenti, 
• La sicurezza energetica nelle regioni con accesso limitato al gas naturale è garantita dal trasferimento al mercato del gas che altrimenti verrebbe bruciato, 
• Fornisce alle aziende entrate derivanti dal gas che altrimenti andrebbe sprecato, e 
• Non richiede la perforazione di nuovi pozzi di produzione.

Stato del flaring globale 

Le stime del flaring globale basate su dati satellitari sono utili per valutare le tendenze del flaring a livello globale, regionale e nazionale. La Banca Mondiale pubblica tali dati sui volumi di flaring globale dal 2012. I dati mostrano che il volume totale di gas bruciato dall'upstream del petrolio e del gas nel 2023 è stato di 145 miliardi di metri cubi (bcm)^{.ix Il} flaring è aumentato di 9 bcm dal 2022 al 2023, mentre la produzione di petrolio è cresciuta solo dell'1%, con un conseguente aumento dell'intensità del flaring da 4,7^m3/bbl a 5^m3/bbl(vedi Figura 2)^.x  

Figura 2: Partenariato della Banca Mondiale per la riduzione del flaring e del metano (GFMR^)xi

Figura 3: Posizione delle torri di combustione osservate da satellite, dal rapporto Global Gas Flaring Tracker della Banca ^Mondialexii 

Il flaring si verifica, in qualche misura, in quasi tutti gli impianti petroliferi e del gas, ma un numero limitato di Paesi e società è responsabile di gran parte del problema (vedi Figura 3).  

Nota sulla Russia e l'Iran: Quasi il 20% del flaring globale avviene in Russia e il 14% in Iran. Date le attuali dinamiche politiche e le limitate collaborazioni tra CIO e aziende in Russia e Iran, questo rapporto non si concentra sul flaring in questi Paesi. Il flaring in Iran è incluso nell'analisi satellitare: quasi tutta la produzione di petrolio e gas e il flaring nel Paese sono controllati dalla compagnia petrolifera nazionale.Per una panoramica sul flaringin Russiae sul motivo per cui è stato escluso dall'analisi satellitare, si veda lasezione "Flaring in Russia -Dati satellitariesclusi".

La Figura 4 mostra il volume del flaring (pannello superiore) e l'intensità del flaring (metro cubo di gas bruciato per barile di petrolio e condensato prodotto, pannello inferiore) per le 64 compagnie con il flaring più elevato (esclusa la Russia). I dati riportati in questi grafici tengono conto del flaring proveniente dalle attività gestite dalle società e da quelle non gestite, ma nelle quali detengono una partecipazione, su base ponderata per le azioni. Tutte le compagnie petrolifere e del gas sono responsabili del flaring negli impianti da cui traggono profitto, anche se non ne sono l'operatore. Il pannello inferiore mostra anche, come linee orizzontali, la media dell'intensità di flaring globale e l'obiettivo di flaring allineato allo scenario Net Zero Emissions dell'Agenzia Internazionale dell'Energia (vedi Box 1). 

Figura 4: Volume e intensità del flaring per le 64 principali ^società di flaring3

Delle 64 compagnie con il più alto tasso di flaring, 28 sono compagnie petrolifere nazionali (NOC). Molte altre compagnie ad alto flaring non sono ufficialmente classificate come NOC, perché parte della società è quotata in borsa (ad esempio, PetroChina, CNOOC, Petrobras, Lukoil), ma sono in gran parte di proprietà e controllate dallo Stato. 

Tuttavia, anche le compagnie petrolifere internazionali (IOC) hanno una notevole impronta di flaring. La Figura 5 mostra l'intensità del flaring (altezza delle barre) e i volumi (area delle barre) per le 100 compagnie con il più alto tasso di flaring, includendo sia le attività gestite che quelle non gestite, su base ponderata per il capitale. In questo rapporto ci concentriamo sulle 10 IOC evidenziate in arancione: BP, Chevron, ConocoPhillips, Eni, ^Equinor5, ExxonMobil, Occidental Petroleum, Repsol, Shell e TotalEnergies. Tra le compagnie che non sono né di proprietà statale né controllate dallo Stato, queste grandi IOC bruciano le maggiori quantità di gas e hanno un'intensità di bruciatura tra le più alte. 

Queste 10 IOC sono responsabili del 7% del flaring globale, su base ponderata, includendo sia gli asset gestiti che quelli non gestiti. Si tratta di un'enorme quantità di flaring: circa 10 miliardi di metri cubi di gas nel 2023, una quantità di gas sufficiente a rifornire Norvegia e Austria messe insieme. Utilizzando le stime della Banca Mondiale sull'inquinamento climatico derivante dal flaring, stimiamo che questo flaring provochi 27 milioni di tonnellate_{di CO2, un}inquinamento climatico pari a quello di 72 centrali elettriche a gas naturale^.xvi

Ma l'influenza di questi 10 CIO va ben oltre la loro impronta azionaria. Questi CIO sono finanziatori e innovatori fondamentali e sono molto influenti nel settore. La loro leadership, se esercitata, potrebbe influenzare materialmente il settore a ridurre in modo aggressivo il flaring. Come mostreremo di seguito, hanno un'influenza diretta sul 15% del flaring totale a livello mondiale, se si tiene conto dell'intero volume di flaring che si verifica negli impianti in cui detengono una partecipazione. Hanno un'ulteriore influenza su un ulteriore 25% del flaring, per un totale che raggiunge il 40% del flaring globale, se si considera tutto il flaring che si verifica presso le loro attività e presso le società con cui collaborano. 

Questi 10 CIO sono attori critici a livello globale perché hanno assunto l'impegno di porre fine al flaring di routine in tutte le loro attività (cfr. riquadro 2), hanno una notevole capacità di influenzare la gestione del flaring attraverso le loro joint venture e partnership in tutto il mondo e hanno le competenze tecniche e le risorse finanziarie per assistere le aziende più limitate dal punto di vista delle risorse nei Paesi a basso e medio reddito con cui collaborano. Nonostante le sfide, queste aziende si trovano in una posizione unica per influenzare i partner delle joint venture in tutto il mondo, facendo pressione sulle tecnologie di riduzione del flare e sulle migliori pratiche. Seguendo l'esempio dell'Oil and Gas Methane Partnership (OGMP) 2.0, che richiede alle aziende di riferire sulle emissioni di metano delle joint venture non operative per mantenere la designazione Gold Standard, le aziende dovrebbero estendere gli obiettivi di riduzione delle torce a tutte le loro attività, comprese quelle delle joint venture.

Figura 5: Produzione vs. Intensità di flaring per le principali società di flaring a livello mondiale (esclusa la Russia⁾³ 

Metodologia 

Attribuzione dei dati di flaring satellitare alle aziende 

Il presente rapporto utilizza i volumi di flaring forniti dalla Banca Mondiale, insieme ai dati sull'ubicazione delle torce e degli impianti, per attribuire le torce alle compagnie. La Banca Mondiale ipotizza una relazione lineare e un unico fattore di calibrazione per convertire il calore radiante emesso dalle torce in volume di gas svasato; nella misura in cui le ipotesi utilizzate nella valutazione della Banca Mondiale differiscono dalle condizioni locali o a livello di asset, i livelli di svasamento possono variare rispetto a quanto qui presentato. 

Set di dati sul flaring della Banca Mondiale: Il World Bank Flaring Dataset, una delle fonti primarie di dati per il presente rapporto, contiene le coordinate dei brillamenti e il volume annuale dei brillamenti ricavati dallo strumento satellitare VIIRS (Visible Infrared Imaging Radiometer Suite) per il settore upstream del petrolio e del gas.^xviii Per oltre un decennio, questi dati sono stati elaborati da un team di ricercatori della Colorado School of Mines per recuperare la tempistica, la temperatura e il calore radiativo del flaring in tutto il mondo^.xix La relazione tra il volume di gas bruciato e il calore radiativo rilevato dal satellite è calcolata dall'analisi di un gran numero di brillamenti con quantità note di gas bruciato. L'analisi utilizza solo i dati VIIRS notturni, eliminando le possibili interferenze diurne che potrebbero essere un problema con i dati di altri sensori. Le osservazioni frequenti consentono di raccogliere dati affidabili anche in regioni spesso nuvolose. Nel corso degli anni, gli algoritmi sono stati migliorati per eliminare le distorsioni dovute alla forma dei brillamenti, per identificare meglio la posizione dei brillamenti vicini e per separare i brillamenti da altre attività industriali ad alta temperatura^.xx L'algoritmo è stato testato rispetto ai dati di verità a terra in casi limitati e rispetto ai dati riportati in diversi Paesi^.xxi La ricerca dimostra che, mentre i singoli rilevamenti possono avere delle incertezze, gli aggregati su un gran numero di osservazioni e di brillamenti - come quelli utilizzati in questo studio - rappresentano stime robuste del volume totale del flaring. 

Questo rapporto analizza i brillamenti osservati nel 2023 per tutto il mondo, ad eccezione della Russia e degli Stati Uniti onshore (si vedano le sezioni seguenti per maggiori dettagli sul trattamento di questi Paesi).

Database Rystad Energy Ucube: Il database UCube di Rystad Energy (Rystad) contiene dati sull'upstream del petrolio e del gas, tra cui dati di produzione campo per campo, stime delle risorse e dettagli sulla proprietà. Il database UCube fornisce anche le coordinate di tutti i giacimenti e gli asset di petrolio e gas a monte a livello globale. Questo set di dati è stato utilizzato per identificare i nomi dei campi, gli operatori e la proprietà congiunta di ciascuna delle torri quantificate dalla World
Bank^.xxii

Metodologia di attribuzione: Abbiamo abbinato ogni torcia del World Bank Flaring Dataset a un campo del database Rystad UCube. In questo modo, siamo stati in grado di assegnare ogni torcia a un operatore e di attribuire il volume di torcia a tutti i proprietari, in base alla partecipazione azionaria nell'impianto. Per assegnare gli operatori e i proprietari abbiamo seguito i seguenti passaggi: i) abbinare il nome del campo assegnato dalla Banca Mondiale al nome dell'asset Rystad, ii) verificare la vicinanza geografica utilizzando i dati di latitudine e longitudine per la torcia e l'asset, iii) ricercare le caratteristiche della torcia e dell'asset utilizzando le informazioni disponibili pubblicamente e iv) nei casi in cui c'erano più nomi di campi/asset simili, più asset in prossimità, ecc. I dati finali sul flaring corretto per l'equity (aggregati per regione subnazionale) sono stati inviati ai CIO evidenziati in questo rapporto per la revisione. Al momento della pubblicazione, abbiamo ricevuto le risposte dalla maggior parte delle compagnie e abbiamo apportato le opportune correzioni al nostro set di dati, laddove sono state fornite prove documentali e le modifiche corrispondono alla nostra metodologia. Notiamo inoltre che per nove delle 10 COI su cui ci siamo concentrati in questo rapporto, la nostra valutazione del volume di flaring dagli impianti gestiti è inferiore a quanto autodichiarato dalle compagnie. 

Calcolo dell'intensità del flaring: Utilizzando i dati relativi alla proprietà degli asset, il volume totale di gas bruciato è stato distribuito tra i proprietari delle società, ottenendo così i dati sul flaring corretti per il capitale proprio di tutte le società. Il database Rystad UCube fornisce i dati di produzione corretti per l'equity che sono stati poi utilizzati per calcolare l'intensità del flaring. La formula per il calcolo dell'intensità del flaring è simile a quella utilizzata dalla Banca Mondiale nel Global Gas Flaring Tracker^.xxiii

Casi in cui i dati satellitari sul flaring non sono stati utilizzati

Flaring onshore degli Stati Uniti - I dati satellitari sono stati sostituiti con i dati del Greenhouse Gas Reporting Program. 

Nel 2023, gli operatori del settore petrolifero e del gas negli Stati Uniti hanno emesso in torcia quasi 10 miliardi di metri cubi di gas, facendo degli Stati Uniti il quarto Paese al mondo per flaring. Sebbene il volume totale del flaring (e l'intensità del flaring) sia diminuito rispetto al picco raggiunto nel 2019, i dati dell'anno più recente mostrano un'impennata - resta ancora molto lavoro da fare per affrontare adeguatamente il problema del flaring negli Stati Uniti (cfr. Figura 6)^.xxiv

La fonte dei dati sul flaring negli Stati Uniti onshore è diversa da quella utilizzata per il resto del mondo. Questo per diversi motivi: 1) i frequenti cambi di proprietà delle attività petrolifere e del gas a monte rendono difficile una tracciabilità e un'attribuzione solida utilizzando solo i dati satellitari sul flaring e 2) le attività a monte strettamente distanziate in molti bacini chiave per il flaring (tra cui il Permiano) rendono impossibile attribuire i flares a specifiche piazzole di pozzo (e quindi alle società) utilizzando tali dati satellitari. D'altra parte, gli operatori di petrolio e gas onshore negli Stati Uniti sono tenuti a comunicare i volumi di flaring nell'ambito della sottoparte W del Programma di rendicontazione dei gas serra (GHGRP) dell'EPA^.6 Sebbene non vi sia una perfetta corrispondenza tra le osservazioni satellitari e i dati di flaring comunicati, i volumi totali sono approssimativamente simili e probabilmente rientrano nei limiti di incertezza di ciascuna metodologia. 

Figura 6: Osservazioni satellitari del volume e dell'intensità del flaring nell'industria petrolifera e del gas negli Stati Uniti dal 2012 al 2023

La Figura 7 confronta i volumi totali di flaring ottenuti con i due metodi per il 2023. Per ciascuna delle IOC considerate nel rapporto, aggiungiamo i volumi di flaring dichiarati dal GHGRP per gli Stati Uniti onshore al totale satellitare per l'esterno degli Stati Uniti per ottenere il volume e l'intensità di flaring totale dell'azienda. 

Figura 7: Confronto tra il flaring dichiarato e quello osservato negli Stati Uniti onshore 

Nel 2023 le 10 IOC considerate in questo rapporto saranno responsabili dell'11% del flaring negli Stati Uniti onshore, Due delle IOC (ConocoPhillips ed ExxonMobil) sono tra le prime 20 compagnie che producono flaring negli Stati Uniti. Le 10 IOC evidenziate in questo rapporto hanno un'intensità di flaring relativamente bassa nelle operazioni onshore statunitensi: gli alti livelli di flaring nelle operazioni onshore statunitensi sono dominati da compagnie con un'impronta esclusivamente statunitense (cfr. Figura 8). 

Figura 8: Volume e intensità del gas flaring delle 20 principali società di flaring negli Stati Uniti 

Russia Flaring - Dati satellitari esclusi 

Le compagnie petrolifere e del gas in Russia producono più gas in torcia rispetto a qualsiasi altro Paese, e questo dato è costante dal 2012, quando la Banca Mondiale ha iniziato a raccogliere e pubblicare i dati sul flaring satellitare. Nel 2023 il flaring in Russia rappresentava quasi un quinto del flaring globale. Il flaring in Russia è aumentato costantemente negli ultimi anni, sia in termini assoluti che in termini di intensità (flaring per barile di petrolio prodotto) (cfr. Figura 9)^.

Tuttavia, nonostante l'entità del problema, le circostanze geopolitiche hanno lasciato ai CIO un'influenza molto limitata sulle operazioni in Russia. Secondo l'analisi del Chief Executive Leadership Institute (CELI) di Yale, dopo l'invasione russa dell'Ucraina nel 2022, molte delle COI prese in considerazione in questo rapporto hanno ridotto significativamente o si sono ritirate dalle loro operazioni in Russia (cfr. Tabella 1)^.xxvii Sebbene alcune compagnie continuino a gestire joint venture, le opportunità di influenza nelle partnership con le compagnie petrolifere statali in Russia stanno diminuendo. A causa di questi vincoli politici e di limitazioni pratiche (ad esempio, le preoccupazioni sulla qualità dei dati e i significativi cambiamenti recenti nella proprietà degli asset petroliferi e del gas in Russia), non abbiamo condotto la nostra analisi di attribuzione della proprietà per le torce in Russia.

Figura 9: Osservazioni satellitari del volume e dell'intensità del flaring nell'industria petrolifera e del gas in Russia dal 2012 al 2023

Tabella 1: Stato dei CIO in Russia

Azienda	Coinvolgimento in Russia prima del 2022	Valutazione CELI
ExxonMobil	Progetto gestito Sakhalin-1	Ritiro: Uscita dalla partnership con Rosneft
Chevron	Interesse per l'oleodotto che trasporta petrolio dalla Russia	Sospeso: Sospendere tutte le transazioni e le vendite di prodotti di raffinazione, lubrificanti e prodotti chimici.
Conchiglia		Ridimensionamento: Si è impegnato a un ritiro totale, ma ha fatto marcia indietro con il GNL.
BP		Ritiro: Cederà il 20% di Rosneft
TotaleEnergie		Comprare tempo: non fornirà più capitali per nuovi progetti in Russia/sospenderà l'acquisto di petrolio russo; si ritirerà dal progetto Arctic LNG 2.
ConocoPhilips	Nessuna dal 2015
Equinor		Ritiro: Uscita dalle joint venture in Russia
Eni		Ritiro: Sospendere la stipula di nuovi contratti petroliferi; disinvestire dagli investimenti per i rubli
Petrolio Occidentale

Analisi globale del flaring 

Confronto tra i dati comunicati dall'azienda e i dati satellitari

L'insieme di dati sul flaring che abbiamo raccolto in questo rapporto differisce dai rapporti delle aziende per due aspetti principali:  

1. La nostra analisi si avvale di osservazioni satellitari del flaring abbinate alle operazioni di estrazione di petrolio e gas. I rapporti delle aziende sul volume di flaring, invece, si basano su una serie di fonti, tra cui contatori di torcia, calcoli ingegneristici e altre informazioni operative. 
2. La maggior parte delle aziende riporta il volume di flaring solo utilizzando un metodo di attribuzione degli asset^{gestiti7 ,} il che significa che contabilizzano il 100% del flaring proveniente dagli asset che gestiscono, anche se non ne sono completamente proprietarie; al contrario, non includono il flaring proveniente dagli asset che non gestiscono, anche quando hanno una quota di proprietà. L'analisi principale di questo rapporto attribuisce invece il flaring alle aziende in base a un metodo di attribuzione della proprietà azionaria che attribuisce il flaring alle aziende in base alla loro percentuale di partecipazione all'asset di flaring, indipendentemente dal fatto che gestiscano l'asset. 

Prima di addentrarci nei risultati dettagliati della nostra attribuzione di flare basata sulla proprietà satellitare, è utile valutare innanzitutto l'impatto di queste due principali differenze di approccio. In primo luogo, confrontiamo le dichiarazioni delle aziende con i dati osservati via satellite attribuiti alle aziende, utilizzando lo stesso metodo di attribuzione delle attività gestite che le aziende utilizzano di solito per il flaring autodichiarato per calcolare i volumi aziendali dai dati satellitari. In secondo luogo, confrontiamo i dati di flaring satellitari valutati con il metodo delle attività gestite con le valutazioni dei dati satellitari che utilizzano il metodo della proprietà^azionaria8. 

La Figura 10 mostra la differenza tra i dati di flaring comunicati dalle compagnie e quelli ricavati dal satellite, utilizzando lo stesso metodo di attribuzione delle attività gestite. Per alcune compagnie esistono discrepanze significative tra i dati dichiarati dalle compagnie e i dati satellitari. I satelliti possono rilevare il flaring che potrebbe non essere dichiarato dalle compagnie per vari motivi. Tuttavia, in 9 dei 10 casi, il flaring dichiarato dall'azienda per le attività gestite supera le osservazioni satellitari sul flaring. Le spiegazioni potenziali sono diverse, tra cui: 

• I satelliti possono misurare solo i brillamenti notturni, il che potrebbe introdurre dei pregiudizi in quanto le operazioni notturne possono essere diverse da quelle diurne (ad esempio, le attività di manutenzione che potrebbero causare brillamenti sono tipicamente condotte durante le ore diurne). 
• I satelliti hanno difficoltà a valutare il flaring nei Paesi con un'elevata copertura nuvolosa e presentano altri errori/incertezze di cui la Banca Mondiale potrebbe non essere in grado di tenere pienamente conto. 
• Se l'efficienza di combustione del flaring (una grandezza difficile da misurare) è inferiore a quella ipotizzata nell'analisi del flare della Banca Mondiale, i dati satellitari sottostimano i volumi effettivi di flaring.  
• La nostra analisi dei dati satellitari esclude il flaring in Russia (si veda la sezione "Flaring in Russia - Dati satellitari esclusi" per una panoramica del flaring in Russia e del motivo per cui è stato escluso), quindi nella misura in cui queste società hanno gestito attività in Russia nel 2023, i dati satellitari sottostimano il flaring totale. 
• I satelliti sono in grado di rilevare i brillamenti di grandi dimensioni (superiori a circa 7.000 metri cubi standard al giorno), ma non tengono pienamente conto dei brillamenti più piccoli, che possono essere persistenti e nel complesso rappresentano grandi volumi di flaring.  
• Le aziende possono includere nei volumi dichiarati di flaring gas non idrocarburi (_CO2, _N2,_H2O) che non sono bruciabili e quindi non vengono considerati nelle osservazioni satellitari. 
• I satelliti osservano i brillamenti in modo intermittente e li estrapolano per stimare i volumi annuali di flaring, e quindi possono essere falsati verso l'alto o verso il basso a seconda del momento in cui vengono effettuate le osservazioni dei brillamenti. 

Figura 10: Confronto tra il flaring dichiarato e quello osservato in base all'^attribuzione delle attività gestite3 

La Figura 11 mostra il confronto dei dati di flaring satellitari per ciascuna delle 10 società utilizzando i due diversi metodi di attribuzione: asset gestiti o proprietà azionaria. Anche se la maggior parte delle compagnie riporta il volume di flaring solo per gli asset gestiti, questo non è l'unico modo, o necessariamente il migliore, per attribuire il volume di flaring. Nel metodo di attribuzione della proprietà azionaria, possiamo distinguere tra il flaring che si verifica negli impianti gestiti dalla società e quello che si verifica negli impianti non gestiti. Questo metodo mette in luce il problema significativo del flaring che esiste negli impianti non gestiti da molte aziende. La Tabella 2 evidenzia i pro e i contro di ciascun metodo di attribuzione. 

Figura 11: Confronto dei dati satellitari con l'^attribuzione delle attività gestite e della proprietà azionaria3

Tabella 2: Pro e contro dei diversi metodi di attribuzione

Metodo	Pro	Contro
Attività gestite Attribuzione	Standard del settore: Le aziende sono abituate a riportare il flaring e altre metriche ambientali a livello di impianto gestito. Misurare ciò che si può controllare direttamente: Le aziende hanno un controllo diretto sugli impianti gestiti.	Non inclusivo: Non include le attività non gestite da cui l'azienda trae profitto e che può influenzare. Non è in linea con i rendiconti finanziari dell'azienda che tengono conto della proprietà di varie attività gestite e non gestite.
Attribuzione della partecipazione azionaria	Consente di calcolare l'intensità: Sono disponibili dati di produzione basati su un metodo di aggiustamento del capitale, quindi il flaring può essere aggiustato con la proprietà del capitale per calcolare l'intensità del flaring. Si allinea ai ricavi e ai profitti: Considera la "partecipazione" di un'azienda al flaring in tutto il mondo, chiarendo che essa è responsabile del flaring negli impianti da cui trae profitto, anche se non ne è l'operatore.	Diffonde il legame di responsabilità: Più proprietari per la stessa torcia, quindi non un'unica azienda da ritenere responsabile.

Confronto tra i 10 CIO

Le compagnie petrolifere internazionali hanno una presenza significativa a livello mondiale nella produzione di petrolio e gas. Il presente rapporto evidenzia 10 tra le maggiori IOC, ovvero: BP, Chevron, ConocoPhillips, Eni, Equinor, ExxonMobil, Occidental Petroleum, Repsol, Shell e TotalEnergies. Queste società hanno storicamente evitato di assumersi la responsabilità delle emissioni e delle pratiche, compreso il flaring, nelle loro attività non operative. Tutte e 10 le società sono membri di OGMP 2.0 e si sono quindi impegnate a ridurre le emissioni e il flaring nelle loro joint venture non operative. Con operazioni in oltre 50 Paesi e partnership con numerose NOC e altre aziende pubbliche e private, queste compagnie hanno un'influenza molto maggiore nel definire gli standard e nel guidare i cambiamenti essenziali per ridurre il flaring (si veda la sezione Impatto più ampio delle compagnie petrolifere internazionali per una discussione più dettagliata). Tutti i dati e le cifre di questa sezione sono calcolati su base azionaria.

Produzione: Le 10 IOC evidenziate nel presente rapporto hanno prodotto un totale ponderato per il capitale di 4.818 milioni di barili di petrolio e condensato nel 2023, pari a circa il 16% della produzione globale totale in quell'anno^.xxviii Ciascuna di queste compagnie ha un'impronta globale, con una produzione che avviene sia in asset gestiti che non gestiti, sebbene la ripartizione ponderata per il capitale tra questi diversi tipi di asset vari dal 31% della produzione da asset gestiti per Repsol, al 93% da asset gestiti per Occidental. In media, il 51% della produzione di greggio e condensati di queste 10 società proviene da attività non gestite. 

Figura 12a: Produzione di petrolio e condensato per le ^IOC3

Volume di flaring: Il flaring totale attribuibile alle 10 compagnie analizzate è stato di 10 miliardi di metri cubi nel 2023, pari al 7% del flaring globale in quell'anno. Le specifiche del flaring differiscono per ogni compagnia: ExxonMobil, Chevron, ConocoPhillips, Eni e Occidental hanno la maggior parte del flaring ponderato per le azioni nei loro asset gestiti; al contrario, BP, Shell, TotalEnergies, Equinor e Repsol hanno la maggior parte del flaring nei loro asset non gestiti. Come illustrato nei riepiloghi delle società, questa tendenza si presenta diversa anche per le singole società nel confronto tra i vari Paesi. Per queste 10 società, il 61% del flaring avviene negli impianti non operativi. 

Figura 12b: Volume di flaring per i ^COI3

Intensità di flaring: Sette compagnie (BP, Shell, TotalEnergies, ConocoPhillips, Equinor, Occidental e Repsol) hanno un'intensità di flaring più elevata nelle loro attività non operative, mentre ExxonMobil, Chevron ed Eni hanno un'intensità di flaring più elevata nelle loro attività operative. Mentre 9 dei 10 hanno un'intensità di flaring inferiore alla media globale, tutti hanno un'intensità molto più alta (di almeno un fattore due, in molti casi molto di più) rispetto al livello target per il 2030 dello scenario IEA NZE.  

Figura 12c: Intensità del flaring per i ^COI3

Figura 12d: Intensità di flaring delle principali IOC rispetto alla produzione di greggio e ^condensato3

Impatto più ampio delle compagnie petrolifere internazionali 

Tre approcci all'attribuzione del flaring: Porzione di capitale, influenza della proprietà ed effetto moltiplicatore del partner

Finora ci siamo concentrati sul flaring che può essere attribuito a ciascuna delle 10 IOC sia negli asset gestiti che in quelli non gestiti, sulla base del flaring ponderato per il capitale proprio di ciascun asset. Sebbene ciò abbia una chiara logica contabile, sottovaluta la quantità totale di flaring che queste compagnie possono influenzare. Questa influenza più ampia deriva dalle loro partnership e dalla portata globale delle loro operazioni.  

Identifichiamo tre livelli di influenza che i CIO hanno sul flaring globale: Quota di partecipazione, influenza della proprietà ed effetto moltiplicatore dei partner. Per ogni livello successivo, il volume di flaring aumenta (vedi Figura 13), ma l'influenza diventa meno diretta. L'insieme di queste figure fornisce un quadro più completo del ruolo che i CIO possono svolgere nella riduzione del flaring a livello mondiale. Sebbene le relazioni tra queste aziende, le società con cui collaborano e i Paesi in cui operano siano complesse, i CIO devono esercitare un'influenza per ridurre il flaring al di là delle loro operazioni dirette.

Quota di partecipazione: Include il flaring sia negli impianti gestiti che in quelli non gestiti e attribuisce il volume di flaring a ciascuna compagnia in base alla percentuale di proprietà dell'impianto di flaring. La quota di flaring globale attribuita ai 10 CIO con questo metodo è del 7%. 

Influenza della proprietà: Questo dato tiene conto dell'intero volume di flaring negli asset in cui sono coinvolti i 10 CIO e non sconta il volume di flaring in base alla percentuale di proprietà. In qualità di proprietari parziali, i COI hanno un'influenza su tutto il flaring di questi impianti, che ammonta al 15% di tutto il flaring globale. 

Effetto moltiplicatore dei partner: I 10 CIO e le società con cui collaborano sono responsabili di circa il 40% di tutto il flaring mondiale. Grazie a queste partnership, i 10 CIO hanno rapporti finanziari e operativi con i NOC e altre aziende responsabili di grandi quantità di flaring. I CIO devono sfruttare queste relazioni per condividere le migliori pratiche di riduzione del flaring e influenzare i loro partner a promuovere collettivamente progetti e pratiche di riduzione del flaring. L'utilizzo di questo effetto moltiplicatore dei partner può ridurre notevolmente il flaring.

Figura 13: Tre approcci all'^attribuzione del flaring ai COI3

I CIO evidenziati in questo rapporto hanno un'opportunità unica di influenzare e sostenere i loro partner nella riduzione del flaring nelle loro attività gestite e non. La Figura 14 illustra il volume di flaring di ciascuna società utilizzando le metodologie di attribuzione della quota azionaria e dell'influenza della proprietà. L'entità della differenza tra le metodologie di attribuzione dipende dalla struttura proprietaria degli asset di ciascuna società. All'estremo superiore, per TotalEnergies e Repsol, il volume del flaring utilizzando la metodologia dell'Influenza della proprietà è cinque volte superiore a quello basato sulla Porzione di capitale, a causa di investimenti significativi con partner che producono grandi quantità di gas. 

Figura 14: Quota azionaria del COI rispetto all'influenza della ^proprietà3

Portare al tavolo le compagnie petrolifere nazionali

I NOC sono responsabili di almeno la metà del flaring globale e molti di essi hanno relazioni importanti con uno o più dei 10 IOC, per cui l'effetto moltiplicatore dei partner è significativo. Queste relazioni sono documentate nella Tabella 3, che esamina i 37 NOC che figurano tra le prime 100 società di flaring. Per ognuna di esse, viene indicato se la NOC in questione ha una proprietà congiunta di attività di flaring con una delle 10 IOC. La metà dei CON ha una qualche relazione con almeno uno dei 10 CIO, e in molti casi si tratta di collaborazioni multiple. Molti CIO hanno iniziato a coinvolgere i propri CIO e altri partner azionari attraverso iniziative volontarie come l'Oil and Gas Methane Partnership (OGMP 2.0) e i Methane Guiding Principles per far progredire le riduzioni delle emissioni di metano e migliorare la misurazione e la rendicontazione dei dati^.xxix
Questi sforzi devono essere adottati da un maggior numero di società e ampliati rapidamente su scala globale per ottenere le necessarie riduzioni del flaring. Inoltre, gli investimenti nelle tecnologie che eliminano il flaring non devono essere considerati per un singolo asset: l'utilizzo del gas dipende dai gasdotti, dalla compressione o da altri progetti di cattura e utilizzo del gas che possono servire un'intera regione/bacino, e quindi i COI dovrebbero pensare al flaring in modo più ampio e non solo agli asset che gestiscono o possiedono.

Tabella 3: Rapporti tra CIO e CNO della Top 100 per volume di flaring (escluso il flaring in Russia)

La Tabella 4 prende in esame i 20 Paesi con il più alto tasso di flaring e rileva quanto del flaring in ciascuno di essi è attribuibile ai 10 COI su base azionaria e quanto del flaring potrebbe essere influenzato dai COI (influenza della proprietà). (Le cifre relative alla quota di partecipazione in questa tabella corrispondono a quelle presentate nella maggior parte del presente rapporto, mentre le cifre relative all'influenza della proprietà, come indicato in precedenza, contano l'intero volume di flaring per il quale uno o più CIO sono coinvolti). Paesi come l'Angola, la Nigeria, il Congo e l'Oman, in cui i CIO sono responsabili di un'ampia parte della quota azionaria e/o dell'influenza della proprietà, dovrebbero chiedere ai CIO partecipanti di ridurre il flaring. 

Tabella 4: Coinvolgimento dei COI nei primi 20 paesi in cui si verifica il flaring - Percentuale di flaring attribuita a ciascun COI nei primi 20 paesi in cui si verifica il ^flaring3

Passare dagli obiettivi all'azione 

Riconoscendo gli impatti significativi del flaring, le organizzazioni internazionali hanno avviato iniziative per ridurre il flaring di routine. L'impegno più importante ad oggi è lo Zero Routine Flaring by 2030 (ZRF) della Banca Mondiale, un'iniziativa volontaria che mira a eliminare il flaring "di routine" attraverso la cooperazione con i governi, le compagnie petrolifere e del gas e le istituzioni per lo sviluppo. Tuttavia, nonostante gli impegni assunti da oltre 100 aziende, governi e organizzazioni, il flaring globale è rimasto sostanzialmente allo stesso livello per oltre un decennio^.  

Tutti i 10 CIO evidenziati in questo rapporto hanno aderito all'iniziativa ZRF e sono tenuti a comunicare ogni anno i volumi di flaring totale e di routine per le attività gestite. La Tabella 5 riassume i progressi autodichiarati da ciascuna compagnia nel raggiungimento degli obiettivi di zero flaring di routine. 

È importante notare che questi impegni si concentrano in generale sul flaring di routine. La Banca Mondiale definisce il flaring di routine come "il flaring durante le normali operazioni di produzione petrolifera in assenza di strutture sufficienti o di una geologia adatta a reiniettare il gas prodotto, a utilizzarlo in loco o a inviarlo a un mercato".^xli Come analizziamo di seguito, per molti CIO, solo una piccola parte del flaring segnalato è classificato come di routine, il che solleva interrogativi su quali siano le attività che portano a volumi così elevati di flaring non di routine, se le compagnie stiano utilizzando definizioni uniformi per il flaring di routine rispetto a quello non di routine e come verrà affrontato il flaring non di routine. 

Tabella 5: Il divario tra l'approvazione della ZRF e le pratiche di flaring nel mondo reale

	Anno di approvazione della ZRF	Flaring totale di routine (mcm)*	La società ha riferito i progressi compiuti nell'ambito degli impegni per l'azzeramento del flaring di routine.
ExxonMobil	2022	- -	Eliminazione del flaring di routine nelle attività gestite nel Bacino Permiano nel 2022.xxi
Chevron	2021	- -	Gli sforzi per ridurre il flaring nel Permiano attraverso l'uso di ottimizzatori autonomi in tempo reale.xxxii
BP	2015	14	Aumento del flaring nel 2023 nella regione Azerbaigian-Georgia-Turchia, ma ancora in linea con la fine del flaring di routine entro il 2030.xxxiii
Conchiglia	2015	134	Nel 2021 ha spostato l'obiettivo di eliminare il flaring di routine dal 2030 al 2025.xxxiv
TotaleEnergie	2015	191	Nel 2023 ha posto fine al flaring di routine nel blocco offshore nigeriano OML100, che nel 2020 rappresentava il 57% del flaring di esplorazione e produzione (E&P) della società.xxxv
ConocoPhillips	2020	2	Obiettivo di porre fine al flaring di routine entro il 2025. Nel 2022 il flaring di routine è diminuito del 90% rispetto al 2021.xxxvi
Equinor	2015	10	Obiettivo di porre fine al flaring di routine entro il 2030 per tutti gli asset sotto controllo operativo.xxxvii
Eni	2015	1,068	Obiettivo di zero flaring di routine nel 2025, subordinato all'esecuzione del progetto in Libia.xxxviii
Petrolio Occidentale	2020	185	Riduzione del 44% del flaring di routine nelle attività gestite a livello globale nel settore petrolifero e del gas dall'adesione alla ZRF dal 2020 al 2022, compreso l'azzeramento del flaring di routine nelle attività statunitensi in 2022.xxxix
Repsol	2016	83	Obiettivo: ridurre le emissioni di flaring di routine del 50% entro il 2025.xl

La Figura 15 mostra i volumi di flaring che ogni azienda ha comunicato alla ZRF dal 2018, suddivisi per flaring ordinario e non ordinario. Tra i principali elementi che emergono dai dati riportati vi sono: 

• La quantità di flaring di routine varia notevolmente da una società all'altra, il che suggerisce la presenza di diverse caratteristiche operative o di diverse definizioni/giudizi su ciò che costituisce "flaring di routine". Ad esempio, sia Eni che BP hanno riportato volumi totali di flaring simili all'inizio della serie temporale, ma di questo totale, BP ha riferito che solo una piccola quantità era di routine, mentre per Eni la maggior parte è stata classificata come di routine.   
• Eni ha ridotto il volume di flaring di routine nel corso della serie temporale, ma il volume complessivo di flaring è rimasto relativamente costante, mentre il flaring non di routine è aumentato considerevolmente. 
• Shell e TotalEnergies hanno ridotto i volumi di flaring sia di routine che totali, ma i volumi rimanenti sono ancora molto consistenti. 
• ConocoPhillips, BP ed Equinor hanno dichiarato di aver praticamente eliminato il flaring di routine, ma i loro volumi di flaring non di routine sono ancora significativi. 
• Repsol ha un volume di flaring relativamente basso, ma gran parte di esso è classificato come di routine. 
• Sebbene si registri una tendenza generale alla diminuzione del flaring di routine, il volume totale di gas bruciato, considerando anche gli eventi di flaring non di routine, rimane elevato e in gran parte inalterato. 

Figura 15: Cinque anni di flaring segnalato, di routine e non di routine (Iniziativa Zero Routine Flaring della Banca Mondiale) 

In base ai volumi di flaring comunicati dai COI all'Iniziativa ZRF, solo il 30% del flaring nel 2022 era di routine. Pertanto, anche se le compagnie raggiungeranno l'obiettivo ZRF entro il 2030, il restante flaring non routinario sarà ancora una fonte di inquinamento molto ampia e il flaring sarà molte volte superiore alla riduzione del 95% richiesta per raggiungere l'obiettivo di riduzione dell'AIE NZE. Il livello di ambizione deve essere innalzato fino a comprendere l'eliminazione virtuale di tutto il flaring nei siti petroliferi e del gas di tutto il mondo che non sia legittimamente legato alle emergenze.

Inoltre, vi sono diverse carenze nella rendicontazione delle torce alla ZRF, nonché nella rendicontazione volontaria nei rapporti di sostenibilità:  

• La distinzione operata dalla ZRF tra flaring di routine e non di routine è utile, ma è necessariamente vaga e non è chiaro se tutte le aziende la interpretino allo stesso modo.  
• I volumi dichiarati in genere tengono conto solo del flaring negli impianti gestiti da una società. Non tiene conto del flaring nelle attività in cui l'azienda può avere una quota di proprietà ma non è l'operatore.  
• È probabile che la rendicontazione non tenga conto delle situazioni in cui una società operativa viene creata allo scopo di gestire un'attività che è interamente di proprietà di altre società. Ad esempio, nel 2022 Azule Energy è stata creata come joint venture paritetica tra BP ed Eni per gestire gli asset in Angola^.xlii Pertanto, gli asset gestiti da Azule Energy potrebbero non essere considerati "asset gestiti" né da BP né da Eni nella rendicontazione di sostenibilità aziendale o ZRF. 
• Le aziende riportano il volume di flaring a livello aziendale, non suddiviso per Paese o bacino di produzione, il che limita l'utilità del set di dati. 

Soluzioni operative e tecniche 

Nonostante gli sforzi volontari della Banca Mondiale e di altre istituzioni per ridurre la pratica del flaring nell'industria petrolifera e del gas, e la maggiore visibilità del flaring grazie alla diffusione di satelliti, droni e altre tecnologie di telerilevamento, il problema continua a contribuire in modo significativo al cambiamento climatico e a minacciare la salute di milioni di persone. Il flaring è un problema che può essere risolto in gran parte con la tecnologia esistente; laddoveil flaring persiste, è dovuto a una combinazione di fattori, tra cui pratiche aziendali radicate, mancanza di un'adeguata pianificazione, carenza di capitali e mancanza di volontà politica.

Se da un lato le aziende possono ottenere benefici finanziari, ambientali e sanitari dalla riduzione del flaring, dall'altro la realizzazione delle soluzioni tecniche per capitalizzare queste opportunità richiede un ampio impegno interno e l'adesione dei responsabili degli impianti, dei responsabili operativi e del top management. Per garantire questo impegno è necessario migliorare i dati interni sul flaring, sia per gli impianti gestiti che per quelli non gestiti, in quanto i dati frammentari nascondono i potenziali ritorni economici e minano la fiducia nelle decisioni di investimento. (Un modo in cui i CIO possono contribuire a migliorare i dati sulle attività non gestite è incoraggiare i loro partner di joint venture ad aderire a OGMP 2.0). Oltre a migliorare la qualità e la visibilità dei dati sul flaring, le aziende devono assicurarsi che ogni livello dirigenziale abbia la capacità e l'incentivo per portare avanti un potenziale progetto di riduzione del flaring. Ciò richiede un cambiamento nella cultura aziendale, in cui gli obiettivi di flaring siano equiparati ad altri obiettivi di sicurezza o di produzione e siano inclusi negli indicatori chiave di performance e nei quadri dei bonus. 

Le soluzioni tecnologiche per ridurre il flaring richiedono in generale investimenti nella capacità di cattura del gas e in altre infrastrutture di utilizzo del gas, che consentano di utilizzare il gas in loco per le operazioni locali, di portarlo sul mercato, di reiniettarlo o di utilizzarlo per produrre altri prodotti petroliferi. Per i nuovi impianti, la pianificazione è fondamentale e, per quanto possibile, l'infrastruttura di utilizzo del gas dovrebbe essere realizzata fin dall'inizio della vita produttiva dell'impianto, per garantire che il flaring non si verifichi all'inizio della produzione, se l'infrastruttura di trattamento del gas non è ancora stata costruita. 

Le soluzioni tecnologiche per ridurre il flaring sono chiare e possono comprendere: 

• Gasdotti per portare il gas associato sui mercati; 
• Il trasporto di gas naturale compresso (CNG) per agire come un "gasdotto virtuale" per portare il gas ai mercati; 
• Produzione di energia elettrica in loco, per uso locale o per l'immissione nella rete elettrica;
• Impianti per la conversione di gas in liquidi; 
• Recupero dei liquidi del gas naturale per rimuovere gli idrocarburi superiori; e 
• Reiniezione in serbatoi sotterranei (ove applicabile). 

Le soluzioni per la cattura delle torce sono state documentate in impianti di tutto il mondo e sono spesso redditizie per le aziende che le implementano^.xliii La Banca Mondiale ha sviluppato un "Flare Mitigation Technology Selection Tool" (strumento per la selezione della tecnologia di mitigazione delle torce) e una guida completa per la gestione delle torce^.xliv Sebbene gli sforzi esistenti per catturare e utilizzare il gas che altrimenti verrebbe bruciato siano lodevoli, il ritmo di questi progetti deve essere accelerato drasticamente per far fronte alle dimensioni del problema su scala globale.  

L'eliminazione del flaring di routine spesso richiede grandi infrastrutture per catturare e utilizzare il gas. Il flaring non routinario è associato a fenomeni quali la manutenzione, gli spostamenti dell'impianto, gli incidenti e viene gestito attraverso l'efficienza operativa e una forte filosofia di gestione per conservare il gas da produrre piuttosto che da bruciare. Pertanto, la minimizzazione del flaring non routinario spesso non richiede spese di capitale, ma comporta costi operativi e un cambiamento culturale nella filosofia operativa. 

Sfruttare la leadership aziendale  

L'analisi che attribuisce il flaring globale ai proprietari delle azioni dimostra chiaramente che alcuni dei più grandi CIO del mondo traggono profitto dai loro investimenti in operazioni con elevati volumi e intensità di flaring, e devono essere ritenuti responsabili per affrontare questo problema. Nonostante gli impegni assunti da tutti e 10 i CIO in questo rapporto per eliminare il flaring di routine, i dati mostrano che sono necessari ulteriori passi per estendere questi impegni al flaring non di routine e per affrontare in modo completo il flaring nelle attività non operative. Sebbene il livello di influenza diretta che i COI hanno sulle attività non operative possa variare a seconda degli accordi contrattuali di joint venture, i COI hanno diverse opzioni per garantire la riduzione del flaring ovunque detengano quote di proprietà.  

Inoltre, l'allineamento con altri partner di joint venture sugli obiettivi di riduzione del flaring è spesso un prerequisito essenziale per far avanzare i progetti di cattura dei gas di combustione. A causa dei potenziali ostacoli contrattuali legati alla proprietà e alla vendita del gas e all'uso di infrastrutture e gasdotti, l'allineamento tra i partner delle joint venture sugli obiettivi di riduzione del flaring è fondamentale per l'attuazione pratica di molte soluzioni tecnologiche. 

Per ottenere questo allineamento tra i partner delle joint venture e sfruttare appieno l'influenza dei CIO per ridurre il flaring negli impianti non gestiti, è necessario prendere in considerazione i seguenti strumenti e obiettivi: 

• Gli obiettivi e le azioni di riduzione del flaring devono estendersi oltre gli asset gestiti a tutti gli asset in cui l'azienda ha una partecipazione: Questo può essere stabilito unilateralmente come politica aziendale e comporterebbe la considerazione del flaring di tutte le attività non operative nel calcolo degli obiettivi aziendali. Istituzioni e iniziative come la Banca Mondiale dovrebbero sostenere questo obiettivo attraverso l'aggiornamento di obiettivi e traguardi per includere gli asset non operativi, seguendo l'esempio di OGMP 2.0. 
• Sfruttare appieno gli strumenti di governance delle joint venture: Le aziende dovrebbero utilizzare la loro posizione nei comitati di governance delle joint venture per perseguire la riduzione del flaring negli asset non gestiti, ad esempio creando consenso per una carta scritta o sfruttando i diritti di approvazione sulle principali decisioni di bilancio. Le aziende possono anche incoraggiare gli obiettivi di flaring attraverso risoluzioni del consiglio di amministrazione delle joint venture e includendo obblighi contrattuali di gestione del metano nei nuovi accordi operativi^.xlv
• L'impegno delle aziende a ridurre il flaring deve includere il flaring totale e non solo quello di routine: Occorre una definizione più rigorosa di ciò che è considerato flaring "di routine" e il rispetto degli impegni per eliminare questa pratica. Inoltre, è necessario un impegno più forte per ridurre drasticamente il volume totale del flaring. Anche in questo caso, le istituzioni e le iniziative che cercano di ridurre i danni del flaring dovrebbero sostenere questi obiettivi. 
• Condividere in modo proattivo la tecnologia e le migliori pratiche: Data la forte influenza che queste compagnie hanno in molti dei Paesi in cui operano, è fondamentale che i CIO condividano le tecnologie di riduzione del flaring e le migliori pratiche con le compagnie partner (spesso NOC), per garantire che il flaring sia ridotto al minimo in tutto il settore.

Leve normative 

Per ridurre il flaring sono indispensabili norme severe, e diversi Paesi e governi subnazionali hanno già adottato misure in tal senso. La Norvegia ha attuato il primo divieto di flaring di routine già nel 1972, dimostrando in seguito che norme severe sulle emissioni non si escludono a vicenda con la competitività dell'industria^.xlvi Successivamente, diverse giurisdizioni negli Stati Uniti e in Canada, così come in Nigeria, Messico, Qatar, Brasile, Unione Europea e altri hanno compiuto sforzi normativi per ridurre il flaring. Regolamenti ben concepiti e applicati possono svolgere un ruolo fondamentale nella riduzione diretta del flaring e nella creazione di un ambiente favorevole alla riduzione del flaring; i governi dovrebbero prendere in considerazione i seguenti strumenti: 

• Stabilire sanzioni sul flaring per ridurre il costo netto della riduzione del flaring: Le autorità di regolamentazione dovrebbero stabilire sanzioni per tutti i casi di combustione in torcia o per il superamento dei limiti di volume o di intensità della combustione in torcia, creando un incentivo finanziario immediato alla riduzione della combustione in torcia. Le sanzioni finanziarie possono ridurre efficacemente il costo netto della riduzione del flaring, ma devono essere applicate in modo coerente per essere considerate in un'analisi costi-benefici di un potenziale progetto. 
• Richiedere piani di cattura del gas per le nuove operazioni: Per le nuove operazioni, un'accurata pianificazione può eliminare il rischio di un flaring di routine in futuro. Le autorità di regolamentazione dovrebbero rendere lo sviluppo di questi piani un prerequisito per qualsiasi licenza per nuove operazioni. 
• Definire e vietare il flaring di routine e definire con precisione le eccezioni per il flaring consentito e non di routine: Le normative possono svolgere un ruolo importante definendo quali eventi di flaring sono considerati "di routine" e delineando quali eccezioni dovrebbero essere considerate "di emergenza" o "non di routine". Come già osservato in precedenza, la percentuale di flaring totale che le aziende segnalano come "di routine" varia in modo significativo nel settore, suggerendo l'uso di definizioni divergenti per ciò che si qualifica come "di routine". Queste definizioni sono fondamentali nel contesto degli impegni assunti dai 10 CIO di questo rapporto per eliminare il flaring di routine, poiché collettivamente essi dichiarano che il 30% del loro flaring è di routine, lasciando potenzialmente inalterato il 70% del flaring. Le definizioni della Banca Mondiale per il flaring di routine, non di routine e di sicurezza sono utili, tuttavia le ultime due categorie consentono un'interpretazione ampia per riclassificare eventi che dovrebbero essere considerati flaring di routine.   

In assenza di un allineamento dell'industria, i governi e le autorità di regolamentazione devono svolgere un ruolo di guida per la definizione di questi termini da parte delle aziende. Ciò può essere fatto stabilendo un divieto generale sul flaring, ad eccezione di situazioni di emergenza o di malfunzionamento chiaramente delineate. Il nuovo Regolamento sul metano dell'Unione Europea, ad esempio, adotta questo approccio ed elenca 11 situazioni specifiche in cui la combustione in torcia è consentita, se necessaria, con la condizione aggiuntiva che la combustione in torcia è consentita solo quando la reiniezione, lo stoccaggio per un uso successivo, l'utilizzo in loco o l'immissione del metano sul mercato non sono fattibili per ragioni diverse da quelle economiche. In altre giurisdizioni, le esenzioni ristrette a un ampio divieto di combustione in torcia sono supportate da norme sui limiti volumetrici o di intensità che limitano la quantità di combustione in torcia che può avvenire, anche da questi specifici processi esentati. 

Infine, è importante considerare che i regolamenti che sembrano forti sulla carta possono essere piuttosto deboli nella pratica, a causa della mancanza di capacità di applicazione all'interno dell'agenzia di regolamentazione, di priorità contrastanti all'interno dell'agenzia di regolamentazione (ad esempio, quando la stessa agenzia è incaricata di aumentare la produzione e di far rispettare i limiti di flaring), della mancanza di una supervisione indipendente o di potenziali lacune nel testo della legislazione. Regolamenti inefficaci che non applicano in modo coerente regole e sanzioni possono distorcere le analisi costi-benefici delle aziende. Sebbene non esista una pallottola d'argento, i governi dovrebbero prendere in considerazione i seguenti strumenti per rafforzare l'applicazione e il rispetto delle normative:

• Requisiti e metriche di rendicontazione migliori e più coerenti^.xlvii 
• L'uso dei dati di flaring satellitari per monitorare e rilevare le discrepanze con i dati riportati. 

Leve finanziarie ed economiche 

Anche le istituzioni finanziarie e altri stakeholder del settore privato svolgono un ruolo fondamentale nel far leva su incentivi positivi e negativi per ridurre il flaring. A causa dell'evoluzione delle priorità degli azionisti e degli obiettivi ESG, le principali banche, i fondi pensione e altri investitori hanno cercato sempre più di allineare le decisioni di investimento con gli obiettivi ambientali e climatici, che includono i prerequisiti climatici per qualificarsi per il finanziamento, i requisiti di rendicontazione climatica e possono comportare l'adeguamento del costo del capitale in base agli obiettivi di performance delle emissioni. Questi requisiti sono un potente strumento per stimolare l'azione delle aziende e gli investitori che finanziano il settore upstream del petrolio e del gas dovrebbero prendere in considerazione le seguenti azioni: 

• Le banche e le altre istituzioni finanziarie possono richiedere piani di eliminazione/minimizzazione del flaring prima di finanziare nuovi progetti di produzione di petrolio e gas e possono finanziare progetti di riduzione del flaring nei siti esistenti.
• Gli investitori possono chiedere alle compagnie petrolifere e del gas di rendere conto del flaring negli impianti che gestiscono, in quelli che possiedono ma non gestiscono e in quelli delle NOC con cui hanno rapporti di collaborazione. Possono anche chiedere una migliore divulgazione (che includa il flaring di routine/non di routine, il flaring per Paese e/o bacino e il flaring negli asset gestiti e non) e un miglioramento degli obiettivi (che includa sia il flaring di routine che quello non di routine). 

Oltre a questi "bastoni", gli investitori e le parti interessate del settore privato possono anche offrire "carote" per promuovere la riduzione del flaring. Sebbene molti progetti di riduzione del flaring possano portare a un profitto netto per le aziende grazie al potenziale utilizzo o alla vendita del gas catturato, i potenziali investimenti devono affrontare alti livelli di competizione per il capitale all'interno delle aziende, compresi gli investimenti potenzialmente più redditizi nelle operazioni di core-business. Incentivi finanziari positivi, come prestiti agevolati o premi sul prezzo del gas catturato, potrebbero aumentare il ritorno sugli investimenti per la riduzione del flaring e spingere le aziende ad agire. Le istituzioni finanziarie e gli importatori a valle dovrebbero prendere in considerazione i seguenti strumenti: 

• Le banche e gli investitori privati dovrebbero sviluppare strumenti e obbligazioni per la sostenibilità del metano, che potrebbero fornire capitale a basso costo nell'ambito di obiettivi di riduzione del metano e del flaring. Questi strumenti e obbligazioni richiederebbero un quadro completo per definire gli obiettivi assoluti di riduzione delle emissioni e del flaring, in modo che i tassi di interesse e i costi del capitale riflettano le prestazioni dell'azienda.
• Gli importatori a valle possono richiedere o incentivare la riduzione delle torri. Ad esempio, l'iniziativa "You Collect We Buy" dell'Unione Europea mira a facilitare l'acquisto di gas che altrimenti sarebbe stato bruciato o sprecato, integrando i prossimi obblighi di riduzione delle emissioni per i partner commerciali dell'UE ai sensi del regolamento sul metano. 

I CIO dovrebbero condividere le migliori pratiche e i finanziamenti con i partner dei CNO e garantire che gli investimenti per ridurre il flaring nei propri siti possano essere utilizzati per ridurre il flaring a livello di bacino o regionale.

Appendice

Sintesi delle aziende 

La sezione seguente mira a fornire una serie di dati granulari sul flaring dei COI per paese, al fine di far progredire la conversazione su ciò che i COI possono fare per ridurre il flaring sia nei loro impianti gestiti che nelle imprese non gestite in tutto il mondo. Questo nuovo set di dati consente di evidenziare le aree problematiche del flaring e di promuovere le opportunità di riduzione.

Per ogni azienda, presentiamo quattro dati che, insieme, forniscono un quadro più completo del flaring in ogni azienda: 

• Produzione per Paese, gestita e non gestita  
• Volume di flaring per Paese, gestito e non gestito  
• Intensità di flaring per Paese, gestita, non gestita e media aziendale (per confronto è inclusa anche la media del Paese) 
• Grafico Mekko con la lunghezza orizzontale di ogni barra che rappresenta la produzione totale di petrolio greggio e condensato per ogni azienda, l'altezza di ogni barra rappresenta l'intensità media di flaring dell'azienda e l'area del riquadro rappresenta il volume totale di flaring. 

Segnaliamo gli outlier degni di nota, i volumi di flaring significativi e i casi di elevata intensità di flaring. Segnaliamo anche i casi in cui i CIO investono in siti ad alto tasso di flaring gestiti da compagnie petrolifere nazionali, in quanto si tratta di casi chiave in cui una maggiore volontà politica e pressione economica possono contribuire a ridurre il flaring. 

ExxonMobil  

La ExxonMobil produce la maggior parte del suo greggio e dei suoi condensati in Nord America, con una produzione che negli Stati Uniti proviene principalmente da attività gestite e in Canada principalmente da joint venture non gestite.

Figura 16a: Produzione ExxonMobil per paese

Il volume totale di flaring della ExxonMobil è dominato dal flaring in quattro Paesi: Nigeria, Stati Uniti, Malesia e Angola. In tutti questi Paesi, la maggior parte del flaring si verifica negli impianti gestiti. 

Figura 16b: Flaring della ExxonMobil per Paese

L'intensità del flaring della ExxonMobil per le attività gestite in Nigeria e Malesia è elevata. In Nigeria, il flaring avviene in 15 siti di combustione, mentre in Malesia solo sei siti di combustione contribuiscono al volume totale di flaring. 

L'Argentina ha un'intensità relativamente alta, dovuta a volumi di flaring associati a quantità molto ridotte di produzione, per lo più in attività non operative. 

Figura 16c: Intensità di flaring della ExxonMobil per paese

I Paesi in cui la ExxonMobil produce più greggio e condensato, come gli Stati Uniti, la Guyana e il Kazakistan, hanno un'intensità di flaring relativamente bassa. L'intensità media di flaring è di 1,1^m3/bbl tra le attività gestite e non. I Paesi, come la Nigeria, in cui l'intensità supera la media sono dovuti principalmente agli impianti gestiti. In Nigeria, Malesia, Argentina e Angola c'è un notevole potenziale di riduzione del flaring e delle emissioni ad esso associate da parte delle attività gestite. 

Figura 16d: Intensità di flaring della ExxonMobil rispetto alla produzione di petrolio greggio e condensato

Chevron 

Chevron produce la maggior parte del suo greggio e dei suoi condensati negli Stati Uniti, principalmente da attività gestite onshore e da attività non gestite offshore. Il secondo Paese per produzione è il Kazakistan, per lo più da joint venture non operative. 

Figura 17a: Produzione Chevron per paese

Il volume totale di flaring per Chevron è dominato dal flaring in due Paesi, Nigeria e Angola, rispettivamente con 14 e 13 impianti di flaring. In entrambi i Paesi, la maggior parte del flaring si verifica negli impianti gestiti.

Figura 17b: Flaring Chevron per Paese

L'intensità del flaring di Chevron è superiore alla media del Paese in Arabia Saudita e Angola. In Nigeria, l'intensità del flaring per le attività gestite è molto più alta di quella delle attività non gestite. 

Figura 17c: Intensità di flaring di Chevron per paese

L'intensità di flaring di Chevron è la più alta per gli impianti gestiti in Angola e Nigeria. L'intensità media di flaring delle attività di Chevron è di 1,2^m3/bbl. 

Figura 17d: Intensità di flaring di Chevron rispetto alla produzione di greggio e condensato

BP

BP possiede importanti attività non gestite in Iraq, Emirati Arabi Uniti, Norvegia e Angola. In Azerbaigian, Regno Unito e Stati Uniti (onshore), la maggior parte della produzione proviene da attività gestite. 

Figura 18a: Produzione BP per Paese

Il volume totale di flaring di BP è dominato dall'Iraq e dall'Angola, che rappresentano oltre l'80% del flaring ponderato per il capitale della società nel 2023, tutti provenienti da attività non gestite. In Angola, il flaring è distribuito in 32 torce osservate, e BP partecipa a queste attività di produzione attraverso la sua joint venture Azule Energy con Eni. In Iraq, BP detiene una partecipazione non operativa in 14 attività di flaring, insieme ai comproprietari Basra Oil Company (una NOC irachena) e PetroChina. L'azienda ha anche una notevole quantità di flaring negli impianti gestiti negli Stati Uniti e in Azerbaigian. 

Figura 18b: BP Flaring per ^Paese9

BP registra le maggiori intensità di flaring in Iraq e Angola, sottostimando il flaring associato alla sua produzione. BP è coinvolta in un importante progetto di cattura delle torri sia in Angola che in Iraq, ma nonostante ciò il flaring rimane molto elevato in questi Paesi^.xlviii Nella misura in cui il flaring proveniente da queste attività non operative non è incluso nel flaring del rapporto di sostenibilità dell'azienda, esso è significativamente sottostimato. 

Figura 18c: Intensità di flaring della BP per Paese

I Paesi in cui BP produce più greggio e condensato sono Iraq, Angola, Azerbaijan, Stati Uniti, Emirati Arabi Uniti e Norvegia. L'intensità del flaring di BP è significativamente inferiore in molti altri Paesi, come gli Emirati Arabi Uniti e gli Stati Uniti. Ciò evidenzia il potenziale di riduzione del flaring nelle sue attività a più alta intensità. L'intensità complessiva del flaring di BP è di 3^m3/bbl. 

Figura 18d: Intensità di flaring di BP rispetto alla produzione di greggio e condensato

Conchiglia

Il portafoglio di Shell è dominato da importanti attività non operative in Brasile, Oman, Kazakistan e Regno Unito, e da attività operative negli Stati Uniti e in Nigeria. 

Figura 19a: Produzione Shell per Paese

Shell ha i volumi di flaring più elevati in Oman e Nigeria. In Brasile, Australia, Argentina, Brunei, Malesia, Siria, Regno Unito e Stati Uniti si registrano quantità di flaring inferiori ma comunque considerevoli rispetto alla produzione. In Brasile, le 16 torce osservate attribuite a Shell si trovano tutte in impianti gestiti da Petrobras. 

Figura 19b: Shell Flaring per Paese

Shell ha un'intensità di flaring significativamente elevata nelle sue attività non operative in Nigeria, Oman e Malesia, nonché nelle sue attività operative in Australia. L'intensità del flaring in Cina è sproporzionatamente alta perché gli impianti di quel Paese producono pochissimo greggio e condensato. 

Figura 19c: Intensità di Shell Flaring per Paese

L'intensità media della torcia di Shell è di 1,2^m3/bbl. Sebbene Shell non abbia una grande produzione in Australia, l'intensità degli impianti gestiti è quasi 10 volte superiore alla media aziendale. La maggior parte del flaring attribuito a Shell proviene dagli impianti non operativi in Oman e dagli impianti operativi in Nigeria. 

Figura 19d: Intensità di flaring di Shell rispetto alla produzione di greggio e condensato

TotaleEnergie

TotalEnergies ha una produzione significativa di petrolio greggio e condensati in impianti situati in tutta l'Africa subsahariana, il Medio Oriente, il Nord Africa e l'Asia centrale. La maggior parte di questa produzione proviene da attività non gestite, ad eccezione di importanti eccezioni in cui è l'operatore in Angola, Nigeria, Congo e Regno Unito. Nota: TotalEnergies ha prodotto circa 2 miliardi di metri cubi di petrolio greggio e condensato in Russia nel 2023, ma questa produzione e il flaring da questi asset non sono inclusi in queste cifre.

Figura 20a: Produzione totale di energia per Paese

I volumi di flaring più elevati per Paese si registrano in Iraq, Libia e Nigeria: i primi due sono costituiti esclusivamente da attività non gestite, mentre il secondo è suddiviso tra flaring in attività gestite e non gestite. In Libia, tutte le attività di flaring attribuite a TotalEnergies coinvolgono la NOC libica come azionista di maggioranza. 

Figura 20b: Totale delle emissioni di gas di scarico per Paese

TotalEnergies presenta le intensità di flaring più elevate in Gabon, Congo, Iraq, Algeria e Libia, che sono prevalentemente attività non gestite. In Gabon e in Argentina, l'intensità di flaring negli impianti gestiti è più che tripla rispetto alla media nazionale. In Angola, l'intensità del flaring negli impianti non gestiti è più del doppio della media nazionale. 

Figura 20c: Intensità di flaring di TotalEnergies per Paese

L'intensità media del flaring di TotalEnergies è di 2,7^m3/bbl. La maggior parte del flaring osservato dal satellite proviene dalle sue attività non operative in Iraq e in Libia, con intensità che raggiungono rispettivamente 11,2^{m3/bbl - 37} volte superiori alla IEA NZE - e 8,7^m3/bbl. 

Figura 20d: Intensità di flaring di TotalEnergies rispetto alla produzione di greggio e condensato

ConocoPhillips

La maggior parte della produzione di ConocoPhillips si trova in Nord America e proviene principalmente da attività gestite. La produzione di ConocoPhillips si concentra in gran parte in Nord America e proviene per lo più da impianti gestiti.

Figura 21a: Produzione ConocoPhillips per Paese

La maggior parte del flaring attribuibile a ConocoPhillips si verifica nelle sue strutture onshore negli Stati Uniti e nelle sue attività non operative in Libia. In Libia, tutte le attività di flaring attribuite a ConocoPhillips coinvolgono la NOC libica come azionista di maggioranza. 

Figura 21b: Flaring di ConocoPhillips per paese

Le attività di ConocoPhillips in Libia sono soggette a flaring a un tasso molto più elevato rispetto a qualsiasi altra parte del portafoglio dell'azienda, circa sette volte superiore alla media aziendale. Tuttavia, questi impianti hanno un'intensità inferiore rispetto alla media di tutte le compagnie che operano nel Paese. 

Figura 21c: Intensità di flaring di ConocoPhillips per Paese

ConocoPhillips ha un'intensità media di flaring di 1,4^m3/bbl, quattro volte il valore NZE dell'AIE. 

Equinor

Equinor produce la maggior parte del suo greggio e dei suoi condensati in impianti gestiti in Norvegia e ha partecipazioni significative nella produzione nelle Americhe e in Africa. 

Figura 22a: Produzione di Equinor per paese

Equinor effettua una quantità significativa di combustione in numerosi Paesi. In termini di volume, l'attività di flaring più intensa è quella svolta nelle sue attività non operative in Angola, seguita da quelle in Norvegia. Sonangol, la NOC angolana, è coinvolta in tutti i nove impianti di flaring attribuiti a Equinor nel Paese. 

Anche le attività di Equinor in Azerbaigian sono soggette a flaring, anche se non producono ancora. 

Figura 22b: Flaring di Equinor per Paese

Le attività non operative di Equinor producono più flaring rispetto a quelle gestite, su base relativa. L'intensità del flaring è più alta nelle attività non operative in Libia, seguita da Argentina, Nigeria e Angola, ma rimane al di sotto della media di ciascun Paese, tranne che in Argentina, dove il tasso di flaring di Equinor è approssimativamente uguale alla media del Paese. 

Figura 22c: Intensità di flaring di Equinor per Paese

Equinor ha l'intensità di flaring più bassa, 0,6^m3/bbl, tra le dieci IOC di questo rapporto. Tuttavia, Equinor ha l'opportunità di ridurre l'intensità di combustione nei suoi impianti non gestiti, in particolare in Angola, dove tutti gli impianti di combustione sono di proprietà e gestiti da un'unica società, Sonangol. 

Figura 22d: Intensità di flaring di Equinor rispetto alla produzione di petrolio greggio e condensato

Eni

Il Paese più grande nel portafoglio di produzione dell'Eni è l'Iraq, dove l'azienda ha un contratto di servizi tecnici con l'operatore, Basra Oil Company. Nella maggior parte degli altri Paesi di produzione, l'Eni è principalmente un partner non operativo (Iraq, Kazakistan, Angola, Libia ed Egitto) o divide la produzione tra attività gestite e non, come in Algeria e negli Stati Uniti. 

Figura 23a: Produzione Eni per ^Paese3

I volumi di torcia di Eni sono maggiori in tre Paesi: Iraq, Libia e Congo. Volumi minori ma comunque significativi di gas vengono bruciati in Angola, Egitto, Algeria e Nigeria.  

La grande quantità di flaring rilevata in Iraq si basa su 18 torce nel giacimento di Zubair. 

Figura 23b: Flaring Eni per ^Paese3

In Iraq, Libia, Congo e Nigeria, l'intensità del flaring di Eni non solo è elevata, ma è superiore alla media nazionale di ciascun Paese. Una quantità significativa di flaring in questi Paesi si verifica negli impianti gestiti.  

Il flaring in Libia è particolarmente significativo, in quanto la Libia esporta petrolio e gas in Europa, per cui i programmi di riduzione del flaring potrebbero portare direttamente a una maggiore fornitura di gas per l'Europa. 

Figura 23c: Intensità di flaring di Eni per ^Paese3

L'intensità di flaring dell'Eni a livello aziendale è di 8,2^m3/bbl, superiore alla media mondiale di flaring. L'Eni ha notevoli opportunità di ridurre l'intensità di flaring negli asset gestiti in Iraq, Algeria e Congo, dove ha una notevole produzione di greggio e condensato. Inoltre, l'intensità di flaring è significativamente elevata negli asset non gestiti in Libia, Egitto e Angola. Rispetto alle altre IOC presenti in questo rapporto, Eni ha l'intensità media di flaring più alta. 

Figura 23d: Intensità di flaring di Eni rispetto alla produzione di greggio e ^condensato3

Petrolio Occidentale

Occidental produce la maggior parte del suo greggio e dei suoi condensati negli Stati Uniti e ha una quantità minore di produzione solo da alcuni Paesi del Medio Oriente e del Nord Africa: Oman, Algeria, Qatar ed Emirati Arabi Uniti. 

Figura 24a: Produzione Occidentale per Paese

Il flaring della compagnia è maggiore in Oman, dove gestisce tutte le sue attività, seguito dall'Algeria, dove la produzione è suddivisa tra attività gestite e non. In Oman, è stato osservato un totale di 14 torce in sette impianti, tutti gestiti da Occidental. In Algeria, dei cinque siti con torce attribuibili alla società, Occidental ne gestisce tre e Sonatrach (la NOC algerina) gli altri due.

Figura 24b: Flaring Occidentale per Paese

Occidental ha un'elevata intensità di flaring sia in Oman che in Algeria. In Oman l'intensità del flaring è superiore alla media nazionale, mentre in Algeria è inferiore alla media nazionale. 

Figura 24c: Intensità di flaring di Occidental per paese

Occidental ha una notevole quantità di produzione di greggio in Oman da attività gestite che hanno un'intensità di circa 25 volte superiore alla IEA NZE. 

Figura 24d: Intensità di flaring di Occidental rispetto alla produzione di greggio e condensato

Repsol

Repsol gestisce o partecipa a impianti di produzione petrolifera nelle Americhe, in Europa e in Nord Africa. Al di fuori degli Stati Uniti e dell'Europa, la maggior parte della produzione avviene in impianti non gestiti.

Figura 25a: Produzione di Repsol per Paese

Una quantità significativa di flaring attribuibile all'azienda avviene in Libia, Regno Unito e Algeria. Tutti questi paesi sono importanti partner commerciali dell'UE, quindi la riduzione del flaring potrebbe aumentare direttamente le forniture di gas europee. La maggior parte del flaring attribuibile a Repsol in Libia e Algeria proviene da siti in cui è coinvolto il rispettivo NOC di ciascun Paese.

Figura 25b: Flaring di Repsol per Paese

Repsol ha un'elevata intensità di flaring nel Regno Unito, in Libia, Algeria e Bolivia. Il flaring nel Regno Unito e in Bolivia è particolarmente significativo perché supera la media di questi Paesi. 

Figura 25c: Intensità di flaring di Repsol per Paese

L'intensità di flaring aggiustata per il capitale proprio di Repsol è di 3,0^m3/bbl. La quantità maggiore di flaring si verifica negli impianti non operativi in Algeria e Libia. Inoltre, si registra una quantità significativa di flaring negli impianti gestiti nel Regno Unito.

Figura 25d: Intensità di flaring di Repsol rispetto alla produzione di greggio e condensato

Tabelle supplementari

Tabella S.1: Dati sul bilancio di sostenibilità dell'azienda 

Azienda	Totale flaring	Flaring di routine	Unità	Fonte
ExxonMobil	220	NR	MMcf/giorno	https://corporate.exxonmobil.com/sustainability-and-reports/metrics-and-data#Greenhousegasemissionsperformancedata
Chevron	60 (40)	NR	migliaia di mmscf	https://www.chevron.com/-/media/shared-media/documents/2023-sustainability-performance-data.pdf (pag. 7, emissioni gestite. pag. 4, emissioni equity)
BP	861	NR	Kt	https://www.bp.com/content/dam/bp/business-sites/en/global/corporate/pdfs/sustainability/group-reports/bp-esg-datasheet-2023.pdf
Conchiglia	0.7	0.1	Mt	https://reports.shell.com/sustainability-report/2023/achieving-net-zero-emissions/managing-greenhouse-gas-emissions/flaring.html
TotaleEnergie	2.5	0.3	Mm3/giorno	https://totalenergies.com/system/files/documents/2024-03/totalenergies_sustainability-climate-2024-progress-report_2024_en_pdf.pdf (pg 100)
ConocoPhillips	21,867	13	MMcf	https://www.conocophillips.com/sustainability/performance-metrics/our-performance/
Equinor	182	23	Kt	https://sustainability.equinor.com/climate-tables
Eni	2.1	1.0	bcm	https://www.eni.com/content/dam/enicom/documents/eng/sustainability/2023/sustainability-performance/eni-for-2023-sustainability-performance-eng.pdf (pag. 11 e 13)
Petrolio Occidentale	15,415	3,736	MMscf	https://www.oxy.com/siteassets/documents/publications/2024-sustainability-report-web.pdf (pag. 142)
Repsol	0.4		Mt	https://www.repsol.com/content/dam/repsol-corporate/en_gb/accionistas-e-inversores/informes-anuales/2023/integrated-management-report-2023.pdf (pag. 76). Nota: la società ha indicato che questo volume di flaring si riferiva all'intera azienda, compresi gli impianti di raffinazione, chimici e altri impianti industriali. Ha fornito il volume di gas bruciato dagli impianti gestiti da E&P come (116 Mm3) durante la corrispondenza.

Tabella S.2: Flaring dichiarato dall'azienda nel Rapporto di Sostenibilità e ZRF della Banca Mondiale (unità ^Mm3) 

Tabella S.3: Flaring segnalato dall'azienda rispetto alle rilevazioni di brillamento da satellite 

Tabella S.4: Dati sulla produzione, sul volume di flaring e sull'intensità di flaring dell'azienda (dati per le figure 12a, 12b e 12c⁾³

Dettagli sulla metodologia 

Il presente rapporto utilizza i volumi di flaring valutati dalla Banca Mondiale, insieme ai dati relativi all'ubicazione delle torri e degli impianti, per attribuire le torri alle compagnie. Nella misura in cui le ipotesi utilizzate nella valutazione della Banca Mondiale differiscono dalle condizioni locali o a livello di asset, i livelli di flaring possono variare da quanto qui presentato. È essenziale comprendere i fattori che contribuiscono a variare l'intensità del flaring nelle diverse regioni. Concentrazioni di gas più elevate nei giacimenti petroliferi e la mancanza di infrastrutture per l'utilizzo del gas possono portare a un aumento dei volumi di gas bruciati. Inoltre, possono esserci incertezze nella relazione tra la radianza rilevata dal VIIRS e il volume di gas bruciato a causa della variabilità della composizione del gas e dell'efficienza di combustione, come discusso in precedenza. Poiché queste variabili possono, in linea di principio, avere differenze significative tra le regioni, ciò potrebbe creare variazioni nell'accuratezza dei dati della Banca Mondiale tra le regioni. La relazione tra la produzione di petrolio, il rapporto gas/petrolio del giacimento, i tassi di utilizzo del gas e l'efficienza della combustione in torcia contribuiscono alle variazioni osservate nel flaring
in tutto il mondo^.l Questi fattori possono anche determinare approcci diversi alla riduzione del flaring in tutto il mondo. Nonostante queste sfide, nella maggior parte dei casi sono disponibili soluzioni tecniche ed economiche per ridurre la quantità di gas scaricata in atmosfera. 

Fonti dei dati 

^Dataset Flare della Banca Mondiale 

Il dataset Flaring della Banca Mondiale, utilizzato come una delle fonti primarie di dati per questo rapporto, contiene, per il settore upstream del petrolio e del gas, le coordinate dei brillamenti e il volume annuale dei brillamenti derivati dalle osservazioni spaziali VIIRS. Il set di dati sul flaring comprende la quantità di flaring osservata ogni anno dal 2012 dai singoli brillamenti rilevati dal satellite a livello globale. Inoltre, per ogni brillamento, la Banca Mondiale riporta il livello del brillamento, il Paese, il tipo di campo e la posizione. Tutti i brillamenti di GNL sono stati esclusi da entrambi i set di dati per garantire che il set di dati finale si concentrasse esclusivamente sui brillamenti a monte del 2022 e 2023. Per ulteriori informazioni sul set di dati, consultare il Global Gas Flaring Tracker della Banca Mondiale. 

^Dataset Rystad Ucube

Il database Rystad Ucube contiene dati dettagliati sul settore upstream del petrolio e del gas, compresi i dati di produzione campo per campo, la stima delle risorse, i dettagli sulla proprietà e altri attributi. La piattaforma UCube fornisce anche le coordinate di tutti i giacimenti di petrolio e gas a monte a livello globale. Questo set di dati è stato utilizzato per identificare i nomi dei campi e i proprietari delle torce pubblicate dalla Banca Mondiale nel suo Global Gas Flaring Tracker.  

Processo 

Corrispondenza geospaziale  

È stata eseguita un'analisi geospaziale per abbinare ogni torcia osservata nel 2023 con il nome del campo corrispondente utilizzando il set di dati sul flaring della Banca Mondiale del 2022 (il set di dati della Banca Mondiale del 2022 fornisce i nomi dei campi per le torce osservate, ma il set di dati del 2023 non lo fa, rendendo necessaria questa fase). Circa l'84% del volume totale di flaring di questa analisi (esclusi Russia e Stati Uniti onshore) è stato confrontato con successo utilizzando il dataset della Banca Mondiale del 2022. Un ulteriore 11% del volume di flaring è stato abbinato a un campo grazie ai dati dei campi petroliferi e di gas pubblicamente disponibili. In definitiva, solo il 5% del volume totale di flaring è rimasto non abbinato dopo questa analisi di prossimità. I dati non corrispondenti non sono stati attribuiti ad alcuna azienda, ma sono stati inclusi nel totale mondiale. 

Identificazione delle risorse  

Dopo l'assegnazione dei nomi dei campi a ciascuna torcia, è stato utilizzato il dataset Rystad UCube per identificare l'asset di petrolio e gas più vicino associato a ciascuna torcia in base alla somiglianza e alla vicinanza del nome del campo. Per identificare il giacimento di petrolio e gas più vicino sono stati utilizzati solo gli asset in produzione dal 2023; sono stati esclusi gli asset etichettati come "abbandonati" o "non scoperti" o "in licenza" in UCube. È stata applicata una logica di corrispondenza approssimativa per i nomi dei giacimenti combinata con i criteri di prossimità; il risultato è stato che circa l'81% del volume di flaring è stato abbinato al set di dati degli asset Rystad utilizzando i nomi dei giacimenti della Banca Mondiale e il 10% utilizzando i nomi dei giacimenti disponibili pubblicamente. Al restante 9% del volume di flaring non è stato assegnato alcun dato sugli asset o sulla proprietà da Rystad a causa di informazioni insufficienti. (Questo 9% comprende il 5% del volume di torce a cui non è stato assegnato un nome di campo nella precedente fase di abbinamento geospaziale). Di conseguenza, le torce non abbinate non sono state attribuite ad alcuna società, ma sono state incluse nel totale del flaring globale. 

Processo di convalida 

Il set di dati è stato sottoposto a diversi livelli di convalida per identificare errori e incongruenze nelle corrispondenze risultanti. Il processo di convalida ha garantito che gli asset Rystad abbinati alle torce fossero coerentemente denominati e vicini, come valutato dal software geospaziale. Le corrispondenze sono state esaminate per confermare che i razzi fossero collegati agli asset di produzione. L'accento è stato posto sul miglioramento dell'accuratezza delle corrispondenze per le torce con i maggiori volumi. Le torce osservate in Russia e negli Stati Uniti onshore sono state escluse da ulteriori analisi, come discusso in precedenza. I dati sul flaring della produzione onshore upstream del GHGRP per l'anno 2022 sono stati utilizzati per tenere conto del flaring onshore degli Stati Uniti, mentre i dati della Banca Mondiale sono stati utilizzati per il flaring offshore degli Stati Uniti. La Russia è stata esclusa da questa analisi a causa dell'assenza di partecipazione di IOC nel Paese. 

Proprietà ed estrazione di capitale 

Sulla base dell'ID univoco dell'asset Rystad assegnato a ciascuna torcia, sono stati estratti i dati relativi alla proprietà e al patrimonio netto per identificare i proprietari delle torce nel 2023. I dati sulla proprietà e sul capitale sono stati utilizzati per calcolare il flaring corretto per il capitale moltiplicando la percentuale di capitale di ciascun proprietario per il volume di torcia corrispondente. Le informazioni sulle filiali fornite da Rystad per le attività sono state assegnate alle società madri appropriate. 

Dati di produzione e calcolo dell'intensità  

I dati di produzione associati a ciascuna azienda sono stati estratti dal dataset Rystad UCube per il calcolo dell'intensità. La formula per il calcolo dell'intensità utilizzata in questo rapporto è simile a quella utilizzata dalla Banca Mondiale nel Global Gas Flaring Tracker, come illustrato di seguito. 

Notifica della società 

Dopo aver condotto i confronti finali sul flaring, abbiamo inviato un'e-mail ai rappresentanti dei 10 CIO evidenziati nel presente rapporto, con una ripartizione della quantità di flaring a loro attribuita in ciascun Paese (e regione subnazionale) per le attività gestite e non gestite. Quando i CIO hanno verificato le incongruenze nei dati iniziali e sono risultati coerenti con la nostra metodologia, abbiamo modificato il nostro set di dati per correggere i problemi. 

Riferimenti