Le emissioni di gas ad effetto serra (“GHG”, Greenhouse Gases) sono prodotte dal Gruppo Iren direttamente nei processi produttivi (scope 1) e indirettamente sia attraverso l’eventuale approvvigionamento da terzi di energia elettrica (scope 2) sia lungo la catena del valore (scope 3).
In questa sede vengono considerate e computate come emissioni di CO2 equivalenti:
- scope 1: tutte le emissioni dirette prodotte da fonti di proprietà del Gruppo, vale a dire le emissioni di CO2 generate dalla combustione di combustibili e rifiuti per la produzione di energia e calore, quelle originate dalla flotta dei veicoli aziendali, le emissioni di metano fuggitive dalle reti di distribuzione del gas e dalle discariche, quelle legate ai gas fluorurati e quelle derivanti dal consumo di combustibili per il riscaldamento degli edifici delle varie sedi e per altre attività a supporto della produzione;
- scope 2: le emissioni di CO2 derivanti dai consumi indiretti del Gruppo, ovvero le emissioni generate dall’energia elettrica acquistata da fornitori terzi e consumata sia negli impianti sia nelle sedi del Gruppo;
- scope 3: tutte le emissioni che, seppur collegate all’attività caratteristica e di business, non vengono controllate direttamente dal Gruppo ma sono prodotte nella catena del valore di Iren, sia a monte (upstream) sia a valle (downstream).
Nel 2021 è stata effettuata un’ulteriore puntuale ed approfondita revisione dell’inventario delle emissioni GHG al fine di consolidare la mappatura delle fonti emissive del Gruppo, anche con l’obiettivo di sottoporre target di riduzione delle emissioni alla validazione di Science Based Target initiative (SBTi). In forza di tale revisione sono state integrate nell’inventario:
- le emissioni fuggitive correlate alla dispersione del gas metano in atmosfera nel servizio di distribuzione Per ridurre questa tipologia di emissioni e garantire la sicurezza del servizio, il Gruppo adotta sistemi di monitoraggio distribuito (telecontrolli), sistemi antintrusione, la continua ricerca programmata delle perdite e la manutenzione ordinaria e straordinaria delle reti e delle cabine;
- le emissioni legate alle dispersioni di metano in atmosfera prodotte dai processi di decomposizione dei rifiuti organici smaltiti in discarica;
- le emissioni di gas fluorurati, rendicontate tra le altre emissioni dirette, che comprendono l’SF6 (esafluoruro di zolfo), un gas isolante utilizzato nelle infrastrutture di distribuzione di energia elettrica, e i gas refrigeranti, normalmente contenuti negli impianti di condizionamento/refrigerazione a servizio delle sedi aziendali.
La strategia di decarbonizzazione adottata dal Gruppo ha condotto alla definizione, nel Piano Strategico al 2030, di significativi obiettivi di riduzione delle emissioni GHG che interessano i processi produttivi, le politiche di approvvigionamento e quelle commerciali:
- la riduzione dell’intensità carbonica della produzione energetica (scope 1);
- l’azzeramento delle emissioni di scope 2, calcolate secondo la metodologia market-based del GHG Protocol, che tiene conto della tipologia di energia elettrica acquistata dal Gruppo (es. certificata da fonti rinnovabili mediante Garanzia di Origine);
- la riduzione delle emissioni di scope 3 relative all’utilizzo dei prodotti venduti (categoria 11 del GHG Protocol) e delle emissioni di scope 3 correlate all’acquisto di energia (categoria 3 del GHG Protocol).
| Emissioni scope 1 | |||
|---|---|---|---|
| Emissioni dirette di GHG – scope 1 (tCO2eq) | 2021 | 2020 | 2019 |
|
Impianti di produzione1 |
3.764.218 |
3.856.284 |
3.917.267 |
|
di cui cogenerazione, centrali termiche, impianti termoelettrici |
3.333.617 |
3.418.020 |
3.484.516 |
|
di cui termovalorizzatori (quota non biogenica) |
430.573 |
438.232 |
432.720 |
|
di cui reazioni di combustione per usi di processo o servizi |
28 |
32 |
31 |
|
Veicoli aziendali2, 3 |
19.978 |
18.555 |
20.517 |
|
Rete distribuzione gas4 |
22.699 |
21.039 |
161.367 |
|
Discariche5 |
163.106 |
166.025 |
161.367 |
|
Altre emissioni (riscaldamento, condizionamento e altre attività a supporto della produzione)2, 6, 7, 8 |
8.361 |
7.126 |
7.134 |
| Totale | 3.978.362 | 4.069.029 | 4.127.723 |
1 Sono stati utilizzati i coefficienti emissivi dei combustibili pubblicati nella Tabella Parametri Standard Nazionali 2021 del Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare.
2 Il dato 2020 ha subito un restatement.
3 Sono stati utilizzati i coefficienti emissivi INEMAR - ARPA Lombardia (2018).
4 È stato ipotizzato un valore di gas leakage rate pari a 0,1% e GWP del metano pari a 28.
5 È stato utilizzato il GWP del metano pari a 28.
6 Il dato 2019 ha subito un restatement.
7 Sono stati usati i coefficienti emissivi dei combustibili pubblicati nella Tabella Parametri Standard Nazionali 2021 e GWP specifici per i singoli gas fluorurati.
8 Sono incluse le emissioni di sostanze lesive per lo strato di ozono, espresse in tCO2eq.
| Emissioni dirette di CO2 biogenica (tCO2eq) | 2021 | 2020 | 2019 |
|---|---|---|---|
|
Termovalorizzatori |
448.147 |
456.119 |
450.383 |
|
Discariche e depuratori |
32.796 |
24.915 |
21.444 |
| Totale | 480.943 | 481.034 | 471.827 |
L’intensità carbonica della produzione energetica si attesta, nel 2021, a 323 gCO2eq/kWh (l’indice è calcolato secondo le modalità previste da SBTi considerando tutte le emissioni scope 1 degli impianti di produzione energetica, rapportate alla totalità di elettricità e calore prodotti), in miglioramento del 3% rispetto al 2020, principalmente in forza della minor produzione termoelettrica che nel 2020 aveva registrato un aumento eccezionale e dell’incremento di energia generata dagli impianti di cogenerazione e dai termovalorizzatori.
L’obiettivo definito nel Piano Industriale del Gruppo prevede di ridurre l’intensità carbonica della produzione energetica a 176 gCO2eq/kWh nel 2030. Il percorso, definito per il raggiungimento di tale obiettivo, include diverse variabili: di tipo industriale, come lo sviluppo o l’acquisizione di fonti rinnovabili per la produzione di energia, di scenario, come la disponibilità di idrogeno e gas rinnovabili che permettano l’impiego di miscele di combustibili in sostituzione del solo gas naturale, e di tipo tecnologico, ad esempio nell’ambito della cattura e stoccaggio della CO2 emessa dagli impianti.
| Emissioni scope 2 | |||
|---|---|---|---|
| Emissioni dirette di CO2 biogenica (tCO2eq) | 2021 | 2020 | 2019 |
|
Metodologia location-based1 |
111.869 |
99.720 |
105.583 |
|
Metodologia market-based2 |
31.074 |
154.472 |
155.664 |
1 La metodologia location-based considera l’intensità media delle emissioni delle reti in cui si verifica il consumo di energia (utilizzando principalmente i dati del fattore di emissione medio della rete). Le emissioni sono, quindi, ottenute moltiplicando l’energia elettrica acquistata da terzi per il fattore emissivo del mix elettrico nazionale, che per il 2021 è pari a 278 kgCO2/MWh, per il 2020 è pari a 296 kgCO2/ MWh e per il 2019 è 316 kgCO2/MWh (Fonte Italian National Inventory Report 2021, ISPRA). Tale fattore considera il mix delle varie fonti di produzione dell’energia elettrica acquistata.
2 La metodologia market-based considera le emissioni del tipo di elettricità che l’azienda ha scelto di acquistare. Le emissioni sono, quindi, ottenute ponendo a zero emissioni la quota di energia elettrica acquistata da fonti rinnovabili certificata da Garanzia di Origine e moltiplicando la quota parte di energia elettrica acquistata da fonti non rinnovabili per il fattore emissivo che fa riferimento al mix residuale nazionale che per il 2021 è considerato pari al valore del 2020 (in attesa della pubblicazione del valore aggiornato) ovvero 458,57 kgCO2/MWh, e per il 2019 è 465,89 kgCO2/MWh (Fonte: European Residual Mixes, AIB). Tale fattore considera il mix residuale delle varie fonti di produzione dell’energia elettrica acquistata, al netto della quota parte certificata da Garanzia di Origine.
Rispetto all’anno precedente, nel 2021 si evidenzia un aumento del 12% delle emissioni di scope 2 location-based correlato all’aumento di energia elettrica acquistata dal Gruppo in forza dell’allargamento del perimetro. La forte riduzione delle emissioni di scope 2 market-based riflette, invece, la strategia del Gruppo di incrementare l’acquisto di energia elettrica da fonti rinnovabili certificata dalle Garanzie di Origine (GO), con l’obiettivo di raggiungere il 100% entro il 2030, azzerando così il valore delle emissioni di scope 2 market-based.
Il Gruppo ha fissato l’obiettivo di azzerare le emissioni scope 2 market-based al 2030 grazie all’acquisto del 100% di energia green
Emissioni scope 3
Il Gruppo è indirettamente responsabile delle emissioni generate dai propri fornitori e clienti e da tutta la catena del valore. Per questo si impegna ad affinare costantemente il perimetro di rendicontazione delle emissioni di scope 3.
| Emissioni di GHG – Scope 3 (tCO2eq) | 2021 | 2020 | 2019 |
|---|---|---|---|
|
Beni e servizi acquistati1, 2 |
993.814 |
765.777 |
549.970 |
|
Beni strumentali (impianti e macchinari)1 |
7.190 |
3.256 |
38 |
|
Uso di combustibile ed energia (non incluse in emissioni scope 1 o 2)3 |
629.999 |
480.459 |
499.719 |
|
Servizi di trasporto e distribuzione a monte, 1.2 |
7.190 |
35.389 |
636 |
|
Trasporto dei rifiuti prodotti2,4 |
57.759 |
75.379 |
1.492 |
|
Trasferte aziendali5 |
220 |
137 |
52 |
|
Trasferimenti casa-lavoro dei dipendenti6 |
12.750 |
12.750 |
12.750 |
|
Uso dei prodotti venduti7 |
2.673.920 |
2.464.655 |
2.519.909 |
|
Beni in leasing a valle8 |
9.268 |
8.602 |
7.806 |
|
Investimenti2,9 |
205.715 |
241.472 |
41.400 |
|
Totale |
4.697.799 |
4.087.876 |
3.633.772 |
1 È analizzato tutto l’ordinato a fornitori nell’anno e sono stimate le emissioni correlate a ciascuna tipologia di beni, servizi e beni strumentali acquistati mediante il tool “Quantis Scope 3 Evaluator” del GHG Protocol.
2 Il dato 2020 ha subito un restatement.
3 Le emissioni sono calcolate utilizzando i fattori emissivi “UK Government GHG Conversion Factors for Company Reporting” di tipo Well-to- Tank (WTT) che permettono di quantificare le emissioni associate all’estrazione, lavorazione e trasporto dei combustibili e dell’energia elettrica acquistati.
4 Sono state stimate le emissioni generate dallo smaltimento dei rifiuti prodotti dal Gruppo, utilizzando i fattori emissivi dal database Ecoinvent 3.7.1 rielaborati mediante il software Simapro.
5 Le emissioni dei viaggi di lavoro sono calcolate attraverso l’agenzia viaggi del Gruppo (che gestisce tutte le trasferte dei dipendenti) che effettua l’analisi degli impatti ambientali. Per il calcolo delle emissioni di CO2eq sono considerati tutti i servizi prenotati tramite il portale dell’agenzia di viaggio (aereo, treno, noleggi, hotel).
6 Dato stimato sulla base del numero medio di dipendenti (fascia tra 5.000 e 10.000) mediante il tool “Quantis Scope 3 Evaluator” del GHG Protocol.
7 Sono considerati i volumi di gas fornito a clienti finali moltiplicati per il fattore emissivo correlato alla combustione del gas.
8 Dato calcolato sulla base del valore dei proventi da affitti e noleggi attivi mediante il tool “Quantis Scope 3 Evaluator” del GHG Protocol.
9 Dato stimato per le società partecipate non consolidate con metodo integrale mediante il tool “Quantis Scope 3 Evaluator” del GHG Protocol. La stima è basata sui ricavi annui delle società e sulla quota proporzionale della partecipazione del Gruppo Iren in ciascuna società.
Gli obiettivi del Piano Industriale prevedono la riduzione del 25% delle emissioni di scope 3 relative all’utilizzo dei prodotti venduti (categoria 11) e del 13% delle emissioni di scope 3 correlate all’uso di combustibile ed energia (categoria 3), non incluse in emissioni scope 1 o 2.
Le emissioni correlate all’uso dei prodotti venduti si riferiscono a quelle dovute alla combustione, da parte dell’utente finale, del gas naturale distribuito nelle reti del Gruppo.
La riduzione, prevista al 2030 tiene conto di analisi di scenario che considerano aspetti quali: la progressiva elettrificazione dei consumi, la riduzione della domanda di gas naturale per il riscaldamento dovuta all’innalzamento delle temperature medie, la penetrazione nel mercato di idrogeno e gas rinnovabili. La voce correlata all’acquisto di combustibili ed energia elettrica quantifica le emissioni prodotte per estrarre, lavorare e trasportare i combustibili e l’energia elettrica acquistati dal Gruppo. Anche per questa tipologia di emissioni è prevista una riduzione correlata sia alla contrazione dei consumi del Gruppo, grazie alle attività pianificate per minimizzare l’intensità carbonica della produzione energetica, sia alla variazione dei fattori emissivi. Altre emissioni in atmosfera derivanti dagli impianti di produzione riguardano gli ossidi di zolfo (SOX), gli ossidi di azoto (NOX) e le polveri.
| Emissioni in atmosfera (t) | 2021 | 2020 | 2019 |
|---|---|---|---|
|
SOX1 |
43 |
63 |
25 |
|
NOX |
969 |
1.030 |
996 |
|
Polveri |
10 |
11 |
10 |
1 Il dato è calcolato in base al volume di fumi al camino e alla concentrazione misurata mediante l’analisi delle emissioni eseguita da un laboratorio esterno accreditato. Il parametro determinato, che descrive la condizione di un breve periodo di tempo, viene poi esteso a tutto l’anno. Tale modalità di calcolo può comportare differenze rilevanti da un anno all’altro.
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