Por Zachary Mider y Mitchell Ferman
4 de octubre de 2023
Ha sido el mayor éxito medioambiental de la industria petrolera estadounidense en los últimos años. Las antorchas de gas que antes iluminaban los cielos nocturnos se apagaron, poniendo coto a una práctica derrochadora que generaba millones de toneladas de emisiones que calentaban el planeta.
Pero tras años de descensos, la quema en antorcha vuelve a aumentar en el mayor yacimiento petrolífero de Estados Unidos. Según un análisis de Bloomberg News, los productores de la cuenca del Pérmico, en Texas y Nuevo México, quemaron en total unos 97.000 millones de pies cúbicos de combustible durante el año que finalizó el 30 de junio. Esa cantidad es suficiente para cubrir todas las necesidades de gas natural del país en un día normal.
El aumento está liderado por un puñado de productores, entre ellos Diamondback Energy Inc. y Permian Resources Corp. que ya habían reducido sus emisiones. Aunque la quema sigue estando muy por debajo de los máximos históricos, este repunte pone de relieve las limitaciones de confiar en la presión de los inversores y en las iniciativas voluntarias para frenar una de las principales causas del cambio climático.
"El liderazgo individual de las empresas es necesario, pero no es suficiente", afirmó Andrew Logan, director del programa de petróleo y gas del grupo de inversores centrado en la sostenibilidad Ceres. "Esto va a seguir siendo un problema mientras los reguladores sigan permitiendo que lo sea".
La quema es una de las mayores fuentes directas de emisiones de dióxido de carbono de la industria petrolera, y a menudo es evitable. Según la Agencia Internacional de la Energía, esta práctica añadió a la atmósfera el año pasado unas 500 megatoneladas de dióxido de carbono equivalente. Por eso, los inversores de Wall Street, preocupados por los riesgos climáticos, han presionado a los productores para que pongan freno a esta práctica.
Aunque Nuevo México está introduciendo progresivamente restricciones que acabarán prohibiendo la quema de gas a la escala de Diamondback y Permian Resources, no existen límites significativos en la parte tejana de la cuenca. La Agencia de Protección del Medio Ambiente de EE.UU. está estudiando la posibilidad de imponer algunas restricciones en todo el país, aunque es probable que falten años para que se adopte una norma al respecto.
En proporción al gas producido, la quema de gas en el Pérmico aumentó un 9% en el año finalizado el 30 de junio en comparación con los 12 meses anteriores, invirtiendo años de descensos constantes, según muestran los datos. Bloomberg basó sus conclusiones en los registros mensuales más recientes de producción y combustión de gas que los productores presentan a los organismos reguladores de Texas y Nuevo México.
Diamondback no hizo comentarios para este artículo. En sus presentaciones a los inversores, ha insistido en que los recientes problemas de combustión se debieron a la actuación de las empresas encargadas de transportar su gas al mercado. Permian Resources declaró a Bloomberg que el aumento de la quema de gas fue temporal y también culpó a otros.
Durante el auge del Pérmico en la década pasada, las empresas persiguieron los beneficios del petróleo sin prestar mucha atención al gas que se producía junto a él. La construcción de gasoductos, estaciones de compresión y plantas de procesamiento fue a la zaga de la perforación. Los productores se limitaron a quemarlo. Según una estimación, la cantidad de gas residual quemado en Texas en 2019 fue superior a la utilizada en todos los hogares del estado.
Aunque algunas quemas son inevitables debido a averías o al mantenimiento de los equipos, las empresas pueden eliminar la mayor parte de ellas esperando a que la infraestructura de gas esté disponible antes de poner en marcha un nuevo pozo. En 2021, BlackRock Inc, la mayor gestora de activos del mundo, abogó por la "práctica eliminación" de la quema de gas. Para entonces, la mayoría de las grandes petroleras estadounidenses que cotizan en bolsa ya estaban tomando medidas para reducirlo.
El cambio fue drástico. En 2019, Exxon Mobil Corp. quemaba cerca del 5% del gas que producía en el Pérmico, y BP Plc quemaba más del 10%, según muestran los datos estatales. Para este año, cada uno estaba quemando menos del 0,3%. La tasa combinada de todos los productores de la cuenca cayó de alrededor del 3,7% en 2019 a menos de la mitad en 2021.
Los defensores del sector destacaron estos avances como argumentos contra la regulación gubernamental. "Los esfuerzos voluntarios de la industria suelen aportar las soluciones más significativas y de menor coste", afirmó la Coalición de Metano y Quema de Texas en un informe de 2020. Los prometedores resultados de los esfuerzos voluntarios ayudaron a convencer a los reguladores de Texas para que no impusieran límites significativos a esta práctica cuando sopesaran cambios en la normativa en 2020.
Diamondback es uno de los mayores productores de la cuenca, y hasta hace poco estaba ayudando a liderar el camino. Tras reducir su tasa de combustión en más de dos tercios con respecto a 2019, la empresa con sede en Midland (Texas) se propuso el año pasado reducirla aún más, hasta el 1%, y condicionó parte de las primas de sus altos ejecutivos al cumplimiento de ese objetivo. El sitio web de la empresa dice que está en el "camino de ser un líder de la industria en asuntos ESG", abreviatura de medio ambiente, social y gobernanza.
Pero en lugar de reducirse aún más, la quema de Diamondback se disparó el año pasado, superando el objetivo y costándole al Consejero Delegado Travis Stice parte de su prima. Diamondback quemó aún más en el primer semestre de este año: unos 1.000 millones de pies cúbicos de gas al mes, según los datos, o alrededor del 3% de la producción. Esto la convierte en un caso atípico entre los 10 mayores productores de gas de la cuenca, el resto de los cuales quemaron menos del 1% de la producción durante ese periodo.
En un informe de septiembre dirigido a los inversores, Diamondback achacó el aumento del año pasado a lo que denomina "malos resultados" de sus socios de midstream, sin nombrar a ninguna empresa. Se trata de los operadores de gasoductos que transportan y procesan el gas de la empresa hasta el mercado. Las interrupciones en estos sistemas pueden dejar el gas varado en la boca del pozo. Otras solicitudes recientes de permisos de quema de gas apuntan también a problemas en el midstream. Contactado por teléfono el 11 de septiembre, un portavoz de Diamondback dijo que estudiaría las preguntas de Bloomberg. La empresa no respondió a posteriores llamadas telefónicas o correos electrónicos.
Permian Resources también culpó de las recientes llamaradas a sus socios de oleoductos, sin nombrar a ninguno de ellos. Después de reducir con éxito su tasa de quema por debajo del 2%, la empresa aumentó este año la quema al 3,7% de la producción, según el análisis de Bloomberg. "A la luz de los recientes y sustanciales problemas de terceros en el midstream en Nuevo México, estamos trabajando activamente con nuestros proveedores de midstream y hemos comprometido nuestro propio capital para mejorar la capacidad de midstream", dijo la compañía en un comunicado.
Si los operadores de oleoductos son los culpables del reciente aumento de las llamaradas, esto no ha afectado a todos los productores por igual. En los dos condados de Texas en los que se concentró la reciente quema de Diamondback, otras empresas que operan allí, como Pioneer Natural Resources Co. y Exxon, consiguieron quemar mucho menos. En la parte de la cuenca de Nuevo México, Permian Resources no es uno de los principales productores, pero este año ha quemado más que nadie.
Según un informe de marzo de los investigadores de Validere Technologies Inc. y East Daley Analytics, es probable que la limitada capacidad de los gasoductos provoque más llamaradas en los próximos meses. Los investigadores estiman que la producción de gas en la cuenca puede superar la capacidad de los gasoductos en 500 millones de pies cúbicos diarios en mayo de 2024, y mucho más si los gasoductos previstos se retrasan o la producción crece más de lo previsto.
Según la normativa de Nuevo México, las empresas como Permian Resources que desperdician más del 2% del gas que producen deben mostrar mejoras o corren el riesgo de que se les denieguen nuevos permisos de perforación. La Comisión de Ferrocarriles de Texas, el regulador petrolero estatal, tiene potestad para denegar el permiso de quema en antorcha, pero rara vez la ejerce.
"La Comisión de Ferrocarriles permite en todos los casos que los operadores obtengan excepciones a las normas de ventilación y quema en antorcha", declaró Virginia Palacios, de Commission Shift, un grupo crítico con la agencia. "Acabo de estar en la conferencia de la Comisión de Ferrocarriles y cuando pregunté: '¿En qué casos no aprobarían un permiso de ventilación y quema en antorcha? Me dijeron que casi siempre los aprueban. Y la única razón por la que no aprobarían uno es si se presentara fuera de plazo".
La Comisión de Ferrocarriles señaló en un comunicado que había realizado cambios en el proceso de solicitud de permisos de quema en 2020 y señaló la tendencia a largo plazo de menor quema desde 2019. "Que no quepa duda del compromiso de la RRC y de la industria de reducir la quema en antorcha para proteger al estado", dijo la agencia.
En general, los productores de la parte de Nuevo México del Pérmico han quemado menos que los de Texas en los últimos años, según muestran los datos.
Elizabeth Lieberknecht, responsable legislativa y de regulación del Fondo de Defensa Medioambiental de Austin (Texas), afirmó que la EPA debería reforzar y adoptar una norma propuesta el año pasado para restringir determinados tipos de combustión en antorcha en todo el país.
"Es estupendo que muchas empresas den prioridad a la reducción de las llamaradas", dijo. "Pero no sustituyen a las normas que crean un suelo que las empresas tienen que cumplir".
