El verdadero costo de la reducción del metano: un paso crucial en la descarbonización del petróleo y el gas
PorGustavo Szarek, Namit Sharma, y Pablo Gargett El sector upstream de petróleo y gas por sí solo podría reducir hasta un 4 por ciento las emisiones globales de gases de efecto invernadero, pero esto requerirá la cooperación mundial entre los actores de la industria y los inversores de capital. Fuente: McKinsey & Co
La reducción de las emisiones de metano y la reducción de la quema de gas son fundamentales para la descarbonización global, especialmente para el sector upstream de petróleo y gas (O&G). Este sector representa aproximadamente el 7 por ciento de las emisiones totales de gases de efecto invernadero (GEI) a nivel mundial, y la mitad de esa cantidad proviene del metano.
Desde 2021, cuando muchos actores del sector de petróleo y gas se comprometieron con el Compromiso Global sobre Metano (GMP),1El llamado a reducir las emisiones de metano no ha hecho más que crecer. Las presiones regulatorias, corporativas y sociales están aumentando para reducir aún más las emisiones de metano. En la COP28 en diciembre de 2023, organizaciones que representan hasta el 50 por ciento de la producción mundial de petróleo firmaron la Carta de Descarbonización del Petróleo y el Gas (OGDC, por sus siglas en inglés).2El objetivo es “emisiones de metano casi nulas” y “cero quemas rutinarias” para 2030. En vista de este impulso, las empresas que no tienen un plan para reducir sus emisiones upstream pueden optar por elaborar uno pronto.CompartirBarra lateral
Nuestra metodología
Hemos analizado el potencial de las empresas que operan en el sector de petróleo y gas para reducir sus emisiones a fin de cumplir con estos objetivos (véase el recuadro “Nuestra metodología”). La buena noticia es que las tecnologías para reducir las emisiones de metano y la quema de gas están disponibles y lo suficientemente maduras como para lograr grandes avances a un costo relativamente bajo o incluso con ganancias financieras. Pero su implementación requerirá una inversión de capital significativa en la evacuación de metano, como gasoductos y en infraestructura de transporte, incluidas terminales y buques cisterna de gas natural licuado (GNL).
La reducción de las emisiones de petróleo y gas podría ofrecer una de las medidas de mitigación de GEI de menor esfuerzo y mayor impacto disponibles en cualquier lugar, y con las acciones de colaboración adecuadas, se puede lograr una reducción significativa para 2030. Esta estrategia es una de las muchas herramientas disponibles para la industria para cumplir con los objetivos climáticos. Nuestro análisis sugiere que el sector upstream tiene el potencial de reducir a la mitad su huella de GEI mediante enfoques que sean neutrales en cuanto a costos o incluso financieramente beneficiosos. Si bien estimar con precisión las emisiones de metano es notoriamente difícil, esta reducción corresponde a hasta dos gigatoneladas (Gt) de CO2 equivalente (CO2e ) por año, o hasta un 4 por ciento de las emisiones de GEI del mundo.
El desafío para lograr esta reducción es que, además de estos costos tecnológicos, se necesita una nueva infraestructura sustancial y, por lo tanto, una inversión de capital. Calculamos que la inversión total necesaria para desbloquear esta reducción es de aproximadamente 200.000 millones de dólares, de los cuales 120.000 millones se destinarían a una amplia infraestructura para llevar el metano recuperado a los gasoductos existentes o a los centros de demanda de gas más cercanos. El tamaño de esta inversión de capital requerirá, en muchos casos, la participación de más actores del sector del petróleo y el gas.
La implementación de soluciones para la reducción del metano, la reducción de la quema de gases y la excelencia operativa general requerirán la implementación de tecnologías y enfoques sistemáticos. El desarrollo y la financiación de nuevas infraestructuras requerirán nuevos mecanismos de financiación, junto con una cooperación estrecha e innovadora entre muchas partes interesadas, pero el resultado sería una reducción significativa de las emisiones globales de GEI a un costo alcanzable para 2030.
El creciente compromiso con la reducción del metano
Recientemente, las empresas de exploración y producción de petróleo y gas han acelerado sus esfuerzos para reducir las emisiones de metano y CO2 . Además de las nuevas y más amplias regulaciones que incluyen impuestos al metano, un renovado enfoque en el cero neto por parte de los inversores institucionales y una creciente conciencia social sobre el cambio climático han impulsado a un número cada vez mayor de actores globales del petróleo y gas a establecer objetivos de descarbonización.
Por ejemplo, los compromisos corporativos del GMP y el OGDC, incluidos los objetivos de emisiones de metano casi nulas y cero quema rutinaria para 2030, involucran compromisos de más de 50 empresas, incluidas muchas de las más grandes del mundo. Calculamos que hasta el 50 por ciento de la producción mundial de petróleo cae dentro de estos objetivos de reducción de metano. El cumplimiento de estos objetivos reducirá las emisiones en 0,6 GtCO2e por año para 2030, lo que corresponde a una disminución del 15 por ciento en las emisiones totales upstream de petróleo y gas (Gráfico 1) y una disminución del 1 por ciento en las emisiones globales de GEI. El Medio Oriente, donde una gran proporción de actores han asumido compromisos de reducción, y África y América Latina, donde las emisiones de metano representan una gran proporción de las emisiones upstream, muestran el mayor potencial de reducción.
Anexo 1
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Los actores responsables de entre el 10 y el 15 por ciento adicional de la producción de petróleo y gas han anunciado su intención de reducir el metano, pero aún no han traducido esto en planes viables ni los han hecho públicos. Un impulso adicional para hacerlo puede provenir de varias políticas globales recientes de regulación del metano, incluida la directiva de la UE sobre el metano, que estandariza las operaciones de petróleo y gas en la Unión Europea y establece objetivos estrictos de intensidad de emisiones de metano para los productos de petróleo y gas importados a la Unión Europea.
A la luz de este impulso, las empresas que no tengan un plan para reducir sus emisiones ascendentes podrían optar por elaborar uno pronto.
Panorama mundial de las emisiones de petróleo y gas en las fases iniciales de la explotación
Las emisiones de GEI nunca han sido tan altas, con un promedio de más de 50 GtCO 2 e emitidas cada año durante la última década.3Las emisiones directas del sector upstream de petróleo y gas representan aproximadamente el 7 por ciento de este total (3,9 GtCO2e ) por año, y el metano contribuye con casi la mitad de esta cantidad. El sector upstream de petróleo y gas es el segundo mayor emisor de metano (después de la agricultura). Sin embargo, el alcance de las emisiones de metano sigue siendo muy incierto porque el metano es difícil de medir y monitorear: según el análisis de McKinsey, las estimaciones de emisiones anuales globales de metano varían de 1,1 GtCO2e a 5,9 GtCO2e . Hemos utilizado una cifra de consenso de 2,1 GtCO2e por año, que es, en todo caso, un límite inferior. Múltiples satélites, algunos patrocinados por gobiernos, otros financiados con fondos privados y el último desarrollado por una organización no gubernamental, están rastreando ahora las emisiones de metano con una resolución cada vez mayor desde la órbita. Otros instrumentos de medición se utilizan sobre el terreno en los sitios de extracción. Esta incertidumbre significa que el impacto de las reducciones de emisiones de metano podría ser incluso mayor de lo que informamos aquí.
Hay cuatro fuentes principales de emisiones en las operaciones upstream de petróleo y gas: liberación directa de metano, intencionalmente a través de venteo o no intencionalmente a través de emisiones fugitivas; emisiones de CO2 provenientes de la combustión para producir electricidad, calor o trabajo mecánico para perforación y maquinaria; emisiones de CO2 provenientes de la quema de metano; y venteo directo de CO2 presente en los gases recuperados (Gráfico 2).
Anexo 2
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Las intensidades de las emisiones de carbono y metano se distribuyen de manera desigual en todo el mundo (Gráfico 3). Las emisiones más elevadas se registran en África, la Comunidad de Estados Independientes (CEI) y América Latina. En la actualidad, en estas regiones hay menos países que se han comprometido con el Plan de Gestión de Gases de Efecto Invernadero (GMP) o que han respaldado la iniciativa Zero Routine Flaring, que ofrece incentivos para prevenir las fugas de metano.
Anexo 3
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Las diferencias globales en la intensidad de las emisiones también surgen debido a factores geológicos y a los tipos de operaciones involucradas. La intensidad más alta proviene de activos no convencionales, como el gas de esquisto y otras fuentes geológicamente difíciles de extraer, y de activos en alta mar en aguas profundas, todos los cuales requieren energía adicional para su recuperación.
Cómo mitigar las emisiones de metano y quema de gas
Dado que una gran parte de las emisiones de petróleo y gas de las actividades de exploración y producción provienen de fugas de metano, tal vez no sorprenda que sea técnicamente factible detener estas emisiones. La tecnología existente puede reducir entre el 80 y el 90 por ciento de las emisiones totales de las actividades de exploración y producción en la actualidad. Ya existen muchos enfoques de reducción de carbono y metano que han sido probados a gran escala.
Estas soluciones incluyen impulsar la excelencia operativa en los sitios de extracción incrementando la eficiencia energética de los procesos, monitoreando y capturando el gas quemado de metano, incluidas las fugas, reduciendo la quema, electrificando los equipos de extracción y capturando y almacenando los gases de combustión o el CO2 quemado directamente
( Gráfico 4).
Anexo 4
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Algunas soluciones son más fáciles de implementar que otras: la introducción de medidas de eficiencia energética y la reducción de las fugas y la quema de metano pueden ahorrar dinero, mientras que la electrificación y la captura y almacenamiento de carbono tienen un costo significativo. Los principios de excelencia operativa y la reducción de las fugas y la quema de metano son soluciones tecnológicas maduras, por lo que deberían ser relativamente fáciles de adoptar, y los costos de implementación serán aún menores para 2030. Pero ninguna de ellas es una panacea. Cada lugar tendrá su propio conjunto óptimo de soluciones, dependiendo de las circunstancias locales.
El camino para reducir dos gigatoneladas
Nuestro análisis de estas soluciones muestra que, además de los 0,6 GtCO2e por año ya incluidos en los compromisos de reducción de metano y quema en el sector upstream de petróleo y gas, se podrían eliminar 1,4 GtCO2e adicionales utilizando soluciones de costo neutro o de muy bajo costo, como la maximización de la eficiencia operativa o la recuperación de gas filtrado (Gráfico 5). Esto representa un 35 por ciento adicional de todas las emisiones de metano del sector upstream de petróleo y gas. Reducir este total de 2,0 GtCO2e por año reduciría a la mitad la huella de carbono del sector upstream de petróleo y gas y reduciría las emisiones globales totales de GEI hasta en un 4 por ciento. Ningún otro sector podría reducir las emisiones en esta medida abordando únicamente sus propias ineficiencias operativas.
Anexo 5
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Las soluciones que permitirían lograrlo incluyen la recuperación de metano mediante el monitoreo activo de fugas (incluso con inteligencia artificial), la excelencia operativa, la reducción de la quema de gas y los sistemas de captura de gases de escape. Según nuestras estimaciones, la inversión necesaria para implementar tecnologías de reducción de emisiones básicas es de 80 mil millones de dólares.
Sin embargo, las soluciones mencionadas anteriormente suelen requerir infraestructura adicional. En particular, la mayoría de los sitios requieren nuevas rutas de evacuación de gas para transportar el metano capturado desde los sitios de recuperación hasta los gasoductos o centros de demanda más cercanos, o formas limpias de utilizar y monetizar el metano cercano. Calculamos que la infraestructura necesaria para recuperar este metano requerirá una inversión de 120.000 millones de dólares.
El factor más importante en este costo de infraestructura es la proximidad de los sitios de recuperación de petróleo y gas a las operaciones upstream (gasoductos existentes o centros de demanda de gas).
Esto significa que la CEI, América Latina y África Occidental tienen la mayor necesidad de infraestructura de evacuación de gas (Gráfico 6).
Anexo 6
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Los nuevos gasoductos, que requerirían permisos, pueden no ser la solución en todas partes. Ciertas ubicaciones pueden ser más adecuadas para soluciones alternativas de utilización del metano, como el GNL modular o el gas natural comprimido, la producción directa de energía, como la conversión de gas a energía, o tecnologías emergentes, como la conversión de metano a metanol. Esto también puede ser cierto para lugares donde existen gasoductos pero no tienen la capacidad para transportar más metano.
Es importante señalar que el uso del gas recuperado en estas nuevas formas puede generar otras desventajas climáticas. Por ejemplo, en África, el uso directo del metano recuperado para generar energía reemplazaría a los pequeños y eficientes generadores diésel, lo que contrarrestaría algunas de las ventajas climáticas de la recuperación del metano. Sin embargo, en otros lugares, la recuperación del metano podría proporcionar energía más limpia que la que se usa actualmente.
Para desarrollar la infraestructura necesaria será necesario recurrir a mecanismos de financiación innovadores y a una estrecha cooperación entre las grandes empresas internacionales, las compañías petroleras nacionales y los actores locales más pequeños. La creación de fondos de inversión específicos y de esquemas regulatorios podría generar un potencial adicional de reducción de emisiones. Los grandes requisitos de capital y los desafíos que entraña su implementación hacen imposible que los actores individuales emprendan esta tarea por sí solos.
Los programas eficaces de reducción de metano requieren un enfoque multidimensional para establecer líneas de base precisas de emisiones de metano, desarrollar planes de mitigación sólidos e implementar facilitadores esenciales, entre ellos la obtención de financiamiento específico y el fomento de asociaciones estratégicas para su implementación.
La cooperación específica de los actores del sector de petróleo y gas en la etapa inicial de producción de gas natural para reducir el metano y la quema de gas podría reducir las emisiones de gases de efecto invernadero del mundo en un 4% para 2030. En comparación con las alternativas en otros sectores, esta puede ser la reducción de emisiones del 4% de menor costo disponible para el planeta, lo que ofrece al sector del petróleo y el gas la oportunidad de tomar la iniciativa en el camino hacia el cero neto y al mismo tiempo abordar sus propias emisiones. Con solo cinco años hasta 2030, no hay tiempo que perder.