Les sociétés pétrolières et gazières perdent d’importantes émissions de méthane. Voici comment y remédier

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Les allégations de méthane de l’IRA se profilent à l’horizon, mais nous devons d’abord nettoyer les données.

Les inventaires d’émissions autodéclarés par les grands exploitants pétroliers et gaziers (O&G) aux États-Unis sont considérablement plus élevés. sous-estimé, inhibant les progrès climatiques. Même lorsque les entreprises continuent lignes directrices fédérales, les émissions ne sont pas détectées parce que ces directives suivent des hypothèses simplistes d’opérations de routine avec des fuites de méthane minimes. Cependant, ces rapports peuvent manquer les événements de « super-émission », qui sont suffisamment importants pour être vus par les satellites et peuvent contribuer à une part substantielle des émissions de pétrole et de gaz.

Les données empiriques peuvent améliorer la transparence des émissions, combler les lacunes des inventaires autodéclarés et guider l’action climatique du secteur O&G. Sans comptabilité précise, des politiques comme la nouvelle Redevance sur les émissions de déchets les opérateurs pétroliers et gaziers (en vertu de la loi américaine sur la réduction de l’inflation (IRA)) se verront imposer des taux erronés. La validation des émissions autodéclarées contribue à équilibrer les bilans climatiques et à combler les lacunes des inventaires d’émissions. À son tour, cela éclaire des efforts d’atténuation plus efficaces et garantit une mise en œuvre équitable de la nouvelle taxe IRA sur le méthane.

Les estimations simples actuelles du méthane encouragent la sous-déclaration

L’Agence américaine de protection de l’environnement (EPA) supervise le programme de déclaration des gaz à effet de serre (GHGRP). La sous-partie W de ce programme exige que les installations pétrolières et gazières (actifs au sein d’un bassin avec le même propriétaire ou exploitant) qui émettent plus de 25 000 tonnes métriques d’équivalent dioxyde de carbone (CO2e) par an soient auto-déclarées leurs émissions de gaz à effet de serre (GES). Les estimations des émissions sont principalement ascendantes, utilisant des facteurs d’émission génériques et des données d’activité, à l’exclusion des considérations relatives aux équipements, aux dysfonctionnements et aux opérations spécifiques au site.

Mais les actifs pétroliers et gaziers ne sont pas génériques. Ils fonctionnent différemment avec les émissions varient considérablement. Cela entraîne des émissions de grande ampleur pour des barils de pétrole et de gaz autrement équivalents. Analyse d’outils open source tels que OCI+ suggère que le GHGRP 2021 émissions sous-estimer le secteur pétrolier et gazier américain émissions par plus d’un facteur deux.

De plus, le méthane est principalement du gaz naturel. Ce super polluant climatique a un potentiel de réchauffement plus de 80 fois supérieur à celui du dioxyde de carbone (CO2) au cours de sa durée de vie d’une décennie. Étant donné que les directives de l’EPA utilisent des potentiels de réchauffement planétaire sur 100 ans, le réchauffement à fort impact et à court terme dû au méthane est considérablement minimisé. Si l’on considère le potentiel de réchauffement climatique du méthane dans 20 ans, le GHGRP pourrait sous-estimer les émissions d’un facteur quatre.

De nombreuses études empiriques soulignent la sous-déclaration systématique du méthane de la sous-partie W. Une étude récente des exploitants pétroliers et gaziers du bassin permien ont estimé les intensités de méthane (le rapport entre les émissions de méthane et le gaz naturel ou l’énergie totale produite) à l’aide d’une technologie de télédétection capable de détecter les événements de superémission. En considérant uniquement les événements de superémission, les intensités de méthane mesurées étaient, en moyenne, plus de six fois supérieures à celles rapportées dans le GHGRP. D’autres encore études constatent que les émissions de méthane provenant du pétrole et du gaz au Nouveau-Mexique sont 6,5 fois supérieures aux estimations de l’EPA.

Le tableau 1 compare les intensités de méthane de chaque opérateur (taux de fuite effectifs) entre les inventaires d’émissions autodéclarés (barre bleu foncé) et les super-émetteurs observés indépendamment (barre bleu clair). Les ventes de gaz (losanges verts) sont représentées (axe de droite). À partir de ce petit échantillon, nous constatons qu’une production élevée de gaz n’implique pas une intensité élevée de méthane et que des intensités de méthane plus élevées peuvent prévaloir à n’importe quel niveau de production. Il est important de noter que des intensités élevées de méthane combinées à des volumes de production élevés contribueraient aux plus grands dommages climatiques (par exemple, opérateur 9). Néanmoins, les opérateurs à forte intensité de méthane et avec de faibles ventes de gaz (par exemple l’opérateur 11) peuvent également causer de graves dommages climatiques.

Tableau 1 : Observations des super-émetteurs par rapport aux émissions déclarées.

L’utilisation des émissions de méthane mesurées est importante sur les plans fiscal et environnemental

Dans le cadre de la taxe sur les émissions de déchets de l’IRA, les opérateurs qui dépassent une intensité de méthane de 0,2 % du gaz naturel vendu par l’installation paient pour les émissions excédentaires de méthane. Mais les inventaires actuels du GHGRP n’incluent pas beaucoup d’opérateurs qui dépassent effectivement ce seuil. Les intensités des super-émissions aéroportées de méthane pour ces opérateurs du bassin permien étaient en moyenne plus de trois fois 0,2 %. limite. Certains opérateurs ont dépassé ce seuil près de neuf fois.

L’application de la redevance sur les émissions de déchets de l’IRA proposée de 900 $ par tonne métrique de méthane à ces inventaires GHGRP entraînerait une perte d’environ 208 millions de dollars en frais. Environ 2 millions de dollars de frais seraient perçus à l’aide des inventaires actuels du GHGRP, tandis que l’utilisation des données mesurées sur les superémissions donnerait des frais estimés à 210 millions de dollars, soit plus de 200 fois plus. La redevance sur les émissions de déchets est sensible non seulement à l’intensité du méthane mais également aux volumes de gaz, de sorte que les taux reflètent et évoluent en fonction des dommages climatiques estimés. Sans correction, cette violation de données entraînera une perte de revenus encore plus importante ; La redevance sur les émissions de déchets facturera 1 500 $ par tonne métrique de méthane à partir de 2026.

Tableau 2 : Différences de taux de rejet de méthane pour un échantillon d’opérateurs.

Des centaines de millions de dollars sont en jeu. De plus, cet écart entre les émissions de méthane GHGRP autodéclarées et les émissions opérationnelles mesurées crée des incitations perverses et pénalise injustement certains opérateurs tout en bénéficiant à d’autres.

Il est possible d’élaborer des inventaires précis des émissions du secteur pétrolier et gazier. Certains opérateurs et de nombreux tiers mesurent les données sur les émissions depuis des années. D’autres utilisent des normes open source vérifiables pour certifier son intensité en méthane. Les données mesurées sur le méthane sont de plus en plus intégrées dans des modèles ascendants tels que le RMI. OCI+ pour prévoir les émissions mondiales de pétrole et de gaz.

Le gouvernement des États-Unis reconnaît l’importance de la transparence des émissions pour l’atténuation du changement climatique. Le programme de réduction des émissions de méthane de l’IRA comprend une assistance financière et technique pour la réduction des émissions de pétrole et de gaz. Cette année, l’EPA et Association pour la sécurité des pipelines et des matières dangereuses (PHMSA) a proposé une nouvelle catégorie de déclaration « autres événements de rejet importants » afin d’incorporer les événements de rejet majeur. Les autres révisions proposées par l’EPA à la sous-partie W incluent une couverture élargie des sources, des facteurs d’émission mis à jour, l’utilisation de données plus empiriques et une plus grande transparence publique. Ces changements – avec plusieurs recommandations de RMI et Carbon Mapper – peut grandement améliorer la comptabilisation des émissions de la sous-partie W.

Les réglementations de la sous-partie W entreront en vigueur en 2025, derrière la redevance sur les émissions de déchets, entrée en vigueur en 2024. Les opérateurs se trouvent dans une fenêtre critique pour améliorer leurs inventaires, car les inventaires de 2025 refléteront l’efficacité combinée de ces politiques récentes.

Des inventaires précis des émissions profitent à toutes les parties prenantes

Une taxe carbone a longtemps été débattue aux États-Unis, mais jamais adoptée. La taxe sur les émissions de déchets de l’IRA, qui utilise des inventaires précis de méthane, pourrait entrer dans l’histoire. Une comptabilité complète des émissions de méthane à l’aide de données empiriques peut grandement contribuer à encourager l’action climatique, à mettre en évidence les mesures d’atténuation essentielles et à créer une transparence publique sur les émissions. Ces outils et incitations peuvent catalyser les propriétaires et les exploitants tout au long de la chaîne d’approvisionnement pétrolière et gazière, des producteurs aux expéditeurs et raffineurs.

Des rapports précis informent également les investisseurs et les acheteurs pétroliers et gaziers qui ont l’intention de faire des achats mieux adaptés au climat. Fournir aux agences de régulation suffisamment de données peut également conduire à des réglementations plus efficaces ciblant les principales sources d’émissions de méthane.

En fixant un prix au méthane, les réductions d’émissions peuvent être prises en compte dans la prise de décision économique de l’industrie. Compte tenu de la nature hautement compétitive de l’industrie pétrolière et gazière, une tarification précise du méthane lui donnera de l’importance sur le marché. Une surveillance et une utilisation accrues des données empiriques aideront les opérateurs à corriger leurs plus grandes sources d’émissions tout en récompensant les opérateurs ayant les plus faibles intensités de méthane. Étant donné le volume important de gaz circulant dans l’économie actuelle, plus l’intensité du méthane est faible, moins les dommages liés au climat seront imposés aux États-Unis et à la population mondiale.

Par Suzanne (Suzy) Schadel, Deborah Gordon, Frances Reuland, © 2023 Institut des Rocheuses. Publié avec autorisation. Publié initialement dans IRM.