Файл: Methane Leaks Erase Some of the Climate Benefits of Natural Gas.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 28.04.2024
Просмотров: 14
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Methane Leaks Erase Some of the Climate Benefits of Natural Gas
The switch from coal to gas has driven down CO2 emissions, but leaks negate much of those gains in the short term.
America’s carbon dioxide emissions have fallen consistently over the last 15 years in large part because power companies have swapped coal for natural gas. Now it appears that those CO2 reductions might be smaller than previously thought.
A recent study by the Environmental Defense Fund found that 3.7% of natural gas produced in the Permian Basin leaked into the atmosphere. That’s enough to erase the greenhouse gas benefits of quitting coal for gas in the near term.
“The first thing to say is the 3.7% number really jumps off the page,” said Daniel Raimi, a researcher at Resources for the Future. “It is a really high emission rate. It is yet another indicator that the U.S. oil and gas system emits more than current EPA estimates would suggest.”
The study by EDF is significant on several fronts. Methane, the primary component of natural gas, produces about half the emissions of coal when burned, but it’s a much more powerful greenhouse gas when leaked into the atmosphere.
Scientists have long struggled to pinpoint just how much methane is being released into the atmosphere. A series of earlier studies coordinated by EDF and hundreds of other researchers indicated that the U.S. oil and gas system leaked on average 2.3% of all the gas it produced. That’s about 60% more than the leakage rate reported by EPA, at 1.4%.
Until recently, the Permian Basin had been a missing piece of the methane puzzle. The basin, which extends from West Texas into southeastern New Mexico, is the beating heart of the American oil patch. The Permian now accounts for about 30% of U.S. oil production and 10% of the country’s gas output.
The extent of the region’s methane emissions had been an open question. EDF’s newest study used a satellite operated by the European Space Agency to collect data on methane emissions from the basin between May 2018 to March 2019. It concluded that wells in the Permian were leaking enough gas to supply 7 million homes in Texas (Energywire, April 23).
The finding has far-reaching implications. U.S. carbon dioxide emissions fell 12% between 2005 and 2019, according to the Rhodium Group, an independent consulting firm. Much of that decline was driven by the greening of America’s power plants and the growing use of natural gas in particular. The Energy Department estimatesthat coal to gas switching is responsible for roughly two-thirds of the emissions reductions from power plants between 2005 and 2018.
But high rates of methane emissions from basins like the Permian erode the greenhouse gas reductions achieved when power companies swap coal for gas. A previous EDF study concluded that gas burned to generate electricity loses its climate benefits in the near term relative to coal when the leakage rate along the supply chain exceeds 2.7% of production.
“There is no need for this pollution. It is just completely unnecessary,” said Steve Hamburg, chief scientist for EDF, noting the technology to curb methane leaks is widely available.
EDF’s finding comes with caveats. For one thing, emissions rates vary widely by basin. Gas fields like the Marcellus and Haynesville tend to have lower emissions because companies are drilling for gas. Their business model is centered around capturing and selling methane—not letting it leak into the atmosphere.
The story is different in regions like the Bakken and Permian, where companies are searching for oil. In those regions, gas is a byproduct of oil production. Companies often choose to burn the gas off into the atmosphere, a practice known as flaring, rather than investing in pipelines, compressor stations and other infrastructure needed to capture it.
The problem is particularly acute in the Permian, where oil production dates back a century and much of the gas infrastructure is old and leaky.
Those differences mean the climate impact from natural gas vary by region, said Arvind Ravikumar, a professor of energy engineering at Harrisburg University who studies emissions from the oil and gas sector. Gas from the Marcellus in the northeastern U.S. likely has a smaller impact on the climate than gas from the Permian.
“When we think about the benefits of using natural gas, we usually talk in national average. I think that masks a lot of nuances in this issue,” Ravikumar said. “There are basins where methane emissions are a real problem, whereas there are basins where it is not as much of a problem.”
The analyses by EPA and EDF differ in important ways. Federal emission projections are based on a “bottom-up” approach, which relies on estimates of how much oil and gas equipment leaks over time.
Comparing the climate impact of methane and CO2 is also difficult. Methane is a relatively short-lived gas, staying in the atmosphere for roughly a decade, while carbon dioxide can stay in the atmosphere for hundreds of years. In practical terms, that means generating electricity from natural gas can have a greater climate impact in the short term than coal in the short term if leakage rates are high but less impact in the long run.
The difference is central to the industry’s criticism of EDF’s research.
Energy In Depth, a project of the Independent Petroleum Association of America, has questioned EDF’s use of “technology warming potential” (TWP), the environmental group’s metric for measuring the climate impact of one technology versus another. Global warming potential, a more commonly used metric for assessing a gas’s climate impact, measures the effect of a single pulse of emissions over a 100-year period.
Nicole Jacobs, a spokeswoman for Energy In Depth, pointed to other peer-reviewed studies that found leakage rates of between 5-9% were needed to negate gas’s advantage over coal.
“EDF’s use of TWP is an outlier in the scientific community to the extent that I don’t think it’s even an available option in [life cycle assessment] calculating software,” Jacobs said in an email.
Hamburg, the EDF scientist, called that argument spurious. EDF’s methodology uses the same inputs as global warming potential, but it considers emissions on a continuous basis, reflecting real world conditions. Arguments about the time frame ignore a more important point, he said.
“The key is the leakage is not inherent,” Hamburg said. “We have all the ability and technology to reduce it by far more than an order of magnitude. This is not inevitable. There are cost-effective strategies for doing it. It’s about paying attention and making the necessary investments.”
The oil and gas industry has sought to make emissions reductions associated with gas a chief selling point in recent years. On Earth Day this year, the American Petroleum Institute put out a press release touting American emission reductions produced by gas. It was headlined with a 2013 quote from former President Obama, saying that “the natural gas boom has led to cleaner power.”
The industry is placing greater emphasis on methane reduction. Twelve companies including BP PLC, Exxon Mobil Corp. and Royal Dutch Shell PLC have established a more than $1 billion investment fund to help curb methane emissions. The group, named the Oil and Gas Climate Initiative, reported reducing the methane intensity of production 9% in 2018.
“Reducing methane intensity from oil and gas production emissions to near zero is a key priority for OGCI,” Julien Perez, the group’s vice president of policy and strategy, said in a statement. “That is why our member companies decided to lead the industry in setting a standard that would ensure that gas can play a role in reducing emissions now as it replaces coal and increasingly supports renewables—and in the long-term as it enables the emergence of a zero-carbon hydrogen economy.”
Raimi, of Resources for the Future, said that burning gas instead of coal is likely a net benefit to the climate.
But he noted that the comparison ignores a wider point: Electricity generation accounts for roughly a third of total gas consumption. The advent of hydraulic fracturing and horizontal drilling has unleashed a wave of cheap oil and gas, spurring an increase in consumption of both fuels, he said.
Last year, U.S. emissions from natural gas exceeded emissions from coal (Climatewire, Dec. 9, 2019).
“That is where I worry more about losing benefits of coal-to-gas switching because that encourages increased consumption,” Raimi said. “The suite of technological advances in the industry have increased emissions in aggregate even if we’ve reduced emissions in the power sector.”
Утечки метана сводят на нет некоторые климатические преимущества природного газа
Переход с угля на газ привел к сокращению выбросов CO2, но утечки в краткосрочной перспективе сводят на нет большую часть этого прироста.
Выбросы двуокиси углерода в Америке постоянно снижались в течение последних 15 лет, в основном потому, что энергетические компании заменили уголь на природный газ. Теперь кажется, что эти сокращения CO2 могут быть меньше, чем считалось ранее.
Недавнее исследование Фонда защиты окружающей среды показало, что 3,7% природного газа, добываемого в Пермском бассейне, утекает в атмосферу. Этого достаточно, чтобы свести на нет преимущества парниковых газов, связанные с отказом от угля в пользу газа в ближайшем будущем.
«Первое, что нужно сказать, это то, что число 3,7% действительно прыгает со страницы», — сказал Даниэль Рэйми, исследователь из Resources for the Future. «Это действительно высокий уровень выбросов. Это еще один показатель того, что нефтегазовая система США выбрасывает больше, чем предполагают текущие оценки Агентства по охране окружающей среды».
Исследование, проведенное EDF, важно сразу по нескольким направлениям. Метан, основной компонент природного газа, производит примерно половину выбросов угля при сжигании, но он является гораздо более сильным парниковым газом при утечке в атмосферу.
Ученые долго пытались точно определить, сколько метана выбрасывается в атмосферу. Серия более ранних исследований, координируемых EDF и сотнями других исследователей, показала, что из нефтегазовой системы США вытекает в среднем 2,3% всего добываемого газа. Это примерно на 60% больше, чем скорость утечки, о которой сообщает EPA, на уровне 1,4%.
До недавнего времени Пермский бассейн был недостающей частью метановой головоломки. Бассейн, простирающийся от Западного Техаса до юго-востока Нью-Мексико, является бьющимся сердцем американского нефтяного пятна. В настоящее время на пермский бассейн приходится около 30% добычи нефти в США и 10% добычи газа в стране.
Объем выбросов метана в регионе оставался открытым вопросом. В новейшем исследовании EDF использовался спутник Европейского космического агентства для сбора данных о выбросах метана из бассейна в период с мая 2018 года по март 2019 года. Он пришел к выводу, что скважины в пермском бассейне дают достаточно газа для снабжения 7 миллионов домов в Техасе (Energywire, апрель 2019 года). 23).
Находка имеет далеко идущие последствия. По данным независимой консалтинговой фирмы Rhodium Group, выбросы углекислого газа в США сократились на 12% в период с 2005 по 2019 год. Большая часть этого снижения была вызвана экологизацией американских электростанций и, в частности, растущим использованием природного газа. По оценкам Министерства энергетики, переход с угля на газ стал причиной примерно двух третей сокращения выбросов электростанций в период с 2005 по 2018 год.
Но высокие темпы выбросов метана из таких бассейнов, как Пермский, подрывают сокращение выбросов парниковых газов, достигнутое, когда энергетические компании заменяют уголь газом. Предыдущее исследование EDF пришло к выводу, что газ, сжигаемый для выработки электроэнергии, в краткосрочной перспективе теряет свои климатические преимущества по сравнению с углем, когда уровень утечки в цепочке поставок превышает 2,7% производства.
«Нет необходимости в этом загрязнении. Это просто совершенно не нужно», — сказал Стив Гамбург, главный научный сотрудник EDF, отметив, что технология сдерживания утечек метана широко доступна.
В выводе EDF есть оговорки. Во-первых, уровень выбросов сильно различается в зависимости от бассейна. Газовые месторождения, такие как Марселлус и Хейнсвилль, как правило, имеют более низкие выбросы, потому что компании ведут бурение в поисках газа. Их бизнес-модель сосредоточена на улавливании и продаже метана, не допуская его утечки в атмосферу.
Иначе обстоит дело в таких регионах, как Баккен и Пермь, где компании ищут нефть. В этих регионах газ является побочным продуктом добычи нефти. Компании часто предпочитают сжигать газ в атмосфере, практику, известную как факельное сжигание вместо того, чтобы инвестировать в трубопроводы, компрессорные станции и другую инфраструктуру, необходимую для его улавливания.
Проблема стоит особенно остро в пермском периоде, где добыча нефти началась столетие назад, а большая часть газовой инфраструктуры устарела и негерметична.
Эти различия означают, что воздействие природного газа на климат зависит от региона, говорит Арвинд Равикумар, профессор энергетики Гаррисбергского университета, изучающий выбросы в нефтегазовом секторе. Газ из Марцелла на северо-востоке США, вероятно, оказывает меньшее влияние на климат, чем газ из пермского периода.
«Когда мы думаем о преимуществах использования природного газа, мы обычно говорим о среднем по стране. Думаю, за этим скрывается много нюансов в этом вопросе», — сказал Равикумар. «Есть бассейны, где выбросы метана представляют собой реальную проблему, а есть бассейны, где это не такая большая проблема».
Анализы EPA и EDF существенно различаются. Федеральные прогнозы выбросов основаны на подходе «снизу вверх», который опирается на оценки того, сколько утечек нефтегазового оборудования происходит с течением времени.
Сравнивать воздействие метана и CO2 на климат также сложно. Метан — относительно недолговечный газ, который остается в атмосфере примерно десять лет, тогда как углекислый газ может оставаться в атмосфере сотни лет. С практической точки зрения это означает, что выработка электроэнергии из природного газа может иметь большее воздействие на климат в краткосрочной перспективе, чем уголь в краткосрочной перспективе, если скорость утечки высоки, но менее эффективны в долгосрочной перспективе.
Это различие играет центральную роль в критике со стороны отрасли исследований EDF.
Energy In Depth, проект Независимой нефтяной ассоциации Америки, поставил под сомнение использование EDF «потенциала потепления технологий» (TWP), показателя экологической группы для измерения воздействия на климат одной технологии по сравнению с другой. Потенциал глобального потепления, более широко используемый показатель для оценки воздействия газа на климат, измеряет эффект одного импульса выбросов за 100-летний период.
Николь Джейкобс, пресс-секретарь Energy In Depth, указала на другие рецензируемые исследования, которые показали, что для того, чтобы свести на нет преимущество газа перед углем, необходимо, чтобы уровень утечки составлял от 5 до 9%.
«Использование EDF TWP является исключением в научном сообществе до такой степени, что я не думаю, что это даже доступная опция в программном обеспечении для расчета [оценки жизненного цикла]», — сказал Джейкобс в электронном письме.
Гамбург, ученый EDF, назвал этот аргумент ложным. Методология EDF использует те же входные данные, что и потенциал глобального потепления, но рассматривает выбросы на постоянной основе, отражая реальные условия. По его словам, споры о сроках игнорируют более важный момент.
«Ключ в том, что утечка не является неотъемлемой частью», — сказал Гамбург. «У нас есть все возможности и технологии, чтобы уменьшить его гораздо больше, чем на порядок. Это не является неизбежным. Для этого есть экономически эффективные стратегии. Речь идет о том, чтобы обратить внимание и сделать необходимые инвестиции».
