Rendición de cuentas

Resumen ejecutivo

La quema de gas sigue siendo un problema mundial persistente, que no ha mejorado significativamente a pesar de la introducción de observaciones directas de la quema desde satélites y de los importantes compromisos mundiales para reducir esta práctica derrochadora y perjudicial. En 2023, según las observaciones por satélite, el volumen total de gas quemado procedente de la extracción de petróleo y gas era de 145.000 millones de metros cúbicos (bcm^{)i -equivalente}a la mitad de la demanda de gas natural de Europa en ese añoarii ^-lo que significa una intensidad media mundial de combustión de 5,0 metros cúbicos por barril de petróleo/condensado producido (^m3/bbl)^iii.  

Este informe determina, por primera vez, el impacto total de la quema en antorcha de una empresa en todo el mundo atribuyendo la quema en antorcha a empresas individuales tanto para sus activos operados como no operados. Nuestro análisis muestra que sólo 10 grandes compañías petroleras internacionales (CPI) -BP, Chevron, ConocoPhillips, Eni, ^Equinor1, ExxonMobil, Occidental Petroleum, Repsol, Shell y TotalEnergies- son responsables del 7% de la quema mundial, en función de sus porcentajes de propiedad en activos de quema. Se trata de una enorme cantidad de gas quemado: unos 10.000 millones de metros cúbicos de gas en 2023, cantidad suficiente para abastecer a Noruega y Austria juntas^.iv   

Las 10 CPI analizadas ocupan una posición privilegiada para influir en las empresas conjuntas, dado el alcance mundial de sus operaciones y asociaciones corporativas. Influyen directamente en el 15% de las llamaradas mundiales, si se tiene en cuenta el volumen total de llamaradas que se producen en los activos en los que han invertido capital. 

Además, influyen en casi el 40% de las llamaradas mundiales, si se tienen en cuenta todas las que se producen en sus operaciones y en las empresas con las que colaboran (véase la figura 13).

Todas las empresas de petróleo y gas son responsables de la quema de gas en los activos de los que obtienen beneficios, aunque no sean las explotadoras. Sin embargo, los compromisos de las empresas para reducir la combustión en antorcha no se aplican en gran medida a los activos no explotados, y la combustión en antorcha de los activos no explotados no figura en gran medida en los informes de las empresas^.2 Más de la mitad del volumen de combustión en antorcha atribuido a estas empresas procede de sus activos no explotados. Siete de las 10 empresas analizadas presentan una mayor intensidad de combustión en los activos no explotados que en los explotados (Figura 1). Dado el volumen sustancial de inversión, producción y beneficios que las 10 CPI obtienen de estas operaciones, es imperativo que los objetivos y esfuerzos de reducción de emisiones se extiendan a los activos no operados. 

Figura 1: Intensidad de la quema de COI frente a la producción en activos explotados y no ^explotados3

La industria del petróleo y el gas sigue muy por detrás de los objetivos necesarios para minimizar la quema en antorcha hasta un nivel que cumpla los objetivos climáticos mundiales. Los objetivos de emisiones netas cero exigirán fuertes reducciones de la quema. El escenario de emisiones netas cero de la Agencia Internacional de la Energía (AIE NZE) incluye una reducción del 95% de la quema en antorcha para 2030, lo que equivale a una intensidad de quema de 0,3^m3/bbl, pero ninguna de las empresas analizadas tiene una intensidad de quema inferior a 0,6^m3/bbl(como promedio de todos los activos, tanto operados como no operados). La empresa con peores resultados entre las CPI analizadas en este informe, Eni, signataria de la iniciativa del Banco Mundial Zero Routine Flaring (ZRF) desde 2015, tiene una intensidad media de combustión de 8,2^m3/bbl(véase la Figura 1)^.3 

Hay que aumentar el nivel de ambición para eliminar prácticamente todas las llamaradas en los activos de petróleo y gas de todo el mundo,tanto las rutinarias como las no rutinarias, queno estén legítimamente relacionadas con emergencias. Las10 CPI se han comprometido a poner fin al "quemado rutinario" para 2030 como parte de la Iniciativa ZRF del Banco Mundial, pero sólo el 30% del total de quemado declarado por estas empresas figuraba como "rutinario" en 2022. Por lo tanto, si estas CPI sólo cumplen su objetivo de eliminar el "quemado rutinario", el otro 70% del quemado clasificado como "no rutinario" puede permanecer en gran medida sin disminuir. En este escenario, la quema seguirá siendo muy superior a los niveles exigidos por el objetivo de cero emisiones de la AIE (una reducción del 95% para 2030). 

Las 10 CPI que aparecen en este informe tienen una influencia enorme en la quema de gas a nivel mundial. Estas empresas son actores mundiales fundamentales porque se han comprometido a poner fin al "quemado rutinario" en todas sus operaciones, tienen una gran capacidad para influir en el quemado a través de sus empresas conjuntas y asociaciones en todo el mundo, y cuentan con los conocimientos técnicos y los recursos financieros necesarios para ayudar a las empresas con menos recursos en los países de renta baja y media con los que se asocian. 

Para que el sector del petróleo y el gas pase de los objetivos a la acción -y a reducciones cuantificables y reales del metano y la quema en antorcha- se requiere una combinación eficaz de palancas reguladoras, financieras y económicas, junto con soluciones técnicas y liderazgo empresarial. Para las CPI, la alineación con otros socios de empresas conjuntas en torno a los objetivos de reducción de la quema en antorcha suele ser un requisito previo esencial para avanzar en los proyectos de captura de gas en antorcha. Una normativa bien diseñada y aplicada puede desempeñar un papel fundamental en la reducción directa de la quema en antorcha y en la creación de un entorno propicio para su reducción. Las instituciones financieras y otras partes interesadas del sector privado también desempeñan un papel clave a la hora de aprovechar los incentivos positivos y negativos para reducir las llamaradas. La quema en antorcha es un problema importante pero muy solucionable. Aunque los esfuerzos actuales para capturar y utilizar el gas que de otro modo se quemaría son encomiables, el ritmo de estos proyectos debe acelerarse drásticamente para que se corresponda con el tamaño del problema a escala mundial.

El problema de las antorchas

La combustión en antorcha es una práctica común utilizada por la industria para quemar los gases asociados y excedentes durante la exploración, producción, procesamiento y transporte de petróleo y gas. La quema de gases tiene importantes consecuencias para el medio ambiente, el clima y la salud. El proceso de combustión emite dióxido de carbono (_CO2), uno de los principales gases de efecto invernadero, junto con otros contaminantes atmosféricos peligrosos que tienen efectos perjudiciales para la salud humana y el medio ambiente. En todo el mundo, más del 4% de la producción de gas natural se quema^;v además de ser una gran fuente de contaminación, esta práctica supone un enorme despilfarro de recursos naturales, ya que no se obtiene ningún valor de este gas al ser quemado.  

Además, el metano -un potente gas de efecto invernadero- también se libera debido a la combustión incompleta en la antorcha; cuanto menos eficiente es la antorcha, más metano se emite. El Banco Mundial calcula que en 2023 la quema en antorcha fue responsable de 381 millones de toneladas de_CO2 equivalente (_CO2e), de las cuales 45 millones de toneladas de_CO2e(~12%) fueron "deslizamiento de metano" por combustión incompleta. Esta cantidad de metano emitida a la atmósfera es significativa y, aún así, es probable que subestime el verdadero volumen e impacto en el mundo real^.4 Con un potencial de calentamiento más de 80 veces mayor que el_CO2 en un periodo de 20 años, la reducción de las emisiones de metano puede tener un impacto más inmediato en la ralentización del ritmo del calentamiento global. Más allá de su impacto sobre el clima, investigadores de varios países han constatado un aumento de los riesgos para la salud en las comunidades cercanas a las antorchas de gas, debido a la liberación de partículas y otros contaminantes nocivos. En un informe publicado en 2023, CATF descubrió que en 18 países exportadores de petróleo, 10 millones de personas viven cerca de antorchas activas (a menos de 5 kilómetros), incluido medio millón de personas que viven muy cerca de antorchas (a menos de 1 kilómetro)^.vi La ciencia es clara: reducir el metano es una oportunidad que no podemos dejar pasar. Dado que la quema en antorcha es una de las principales fuentes de emisiones de_CO2 y metano de la industria del petróleo y el gas, la reducción y gestión de esta práctica derrochadora y perjudicial debe ser una prioridad para todas las empresas petroleras y de gas^.vii 

Varios países han adoptado normativas para reducir la quema en antorcha. La eficacia de estas normativas varía de un país a otro, ya que algunas naciones las aplican de forma más estricta que otras. Además, algunas normativas que se centran demasiado en la quema en antorcha pueden tener consecuencias no deseadas, como el aumento del venteo (la liberación de metano no quemado a la atmósfera) debido a las sanciones económicas por quema en antorcha^,viii que hasta ahora ha sido más fácil de observar que el venteo. Las prácticas empresariales y la voluntad política de los reguladores desempeñan un papel importante en la cantidad de combustión en antorcha que se produce. En las cuencas y regiones más propensas a la quema en antorcha, las inversiones en tecnologías para minimizarla deben incluirse en los planes financieros y de ingeniería al inicio del ciclo de desarrollo de un activo o añadirse de forma proactiva como modernización en los emplazamientos existentes. 

Minimizar el ensanchamiento tiene múltiples beneficios: 

• Reduce las emisiones que contribuyen al cambio climático,
• Protege la salud de las poblaciones que viven cerca de las antorchas, 
• Garantiza la seguridad energética en regiones con acceso limitado al gas natural si el gas que de otro modo se quemaría se traslada al mercado, 
• Proporciona ingresos a las empresas por el gas que de otro modo se desperdiciaría, y 
• No requiere la perforación de nuevos pozos de producción.

Estado de la quema mundial 

Las estimaciones mundiales de combustión en antorcha basadas en datos satelitales son útiles para evaluar las tendencias mundiales, regionales y nacionales de la combustión en antorcha. El Banco Mundial viene publicando este tipo de datos sobre los volúmenes mundiales de combustión desde 2012.^Los datos muestran que el volumen total de gas quemado en antorcha procedente de la exploración y producción de petróleo y gas en 2023 fue de 145.000 millones de metros cúbicos (bcm)^ix. La quema aumentó en 9 bcm de 2022 a 2023, mientras que la producción de petróleo solo creció un 1%, lo que se tradujo en un aumento de la intensidad de la quema de 4,7^m3/bbl a 5^m3/bbl(véase la figura 2)^x.  

Figura 2: Asociación Mundial para la Reducción de la Quema y el Metano del Banco Mundial (GFMR^)xi

Figura 3: Ubicaciones de las antorchas observadas por satélite, según el informe Global Gas Flaring Tracker del Banco ^Mundialxii 

La quema se produce, en cierta medida, en casi todos los activos de petróleo y gas, pero un número limitado de países y empresas son responsables de una gran parte del problema (véase la Figura 3).  

Nota sobre Rusia e Irán: Casi el 20% de las llamaradas mundiales se producen en Rusia y el 14% en Irán. Dada la actual dinámica política y la escasa colaboración entre las CPI y las empresas de Rusia e Irán, este informe no se centra en la combustión en estos países. Las llamaradas en Irán se incluyen en el análisis por satélite, ya que casi toda la producción de petróleo y gas y las llamaradas en el país están controladas por la compañía petrolera nacional. Véasela sección "Quemaduras en Rusia -Datos por satéliteexcluidos" para una visión general de las llamaradas en Rusia y por qué se excluyen del análisis por satélite.

El gráfico 4 muestra el volumen de combustión (panel superior) y la intensidad de la combustión (metro cúbico de gas quemado por barril de petróleo y condensado producido, panel inferior) de las 64 empresas que más queman (excluida Rusia). Los datos de estos gráficos tienen en cuenta la quema de los activos que las empresas explotan y los activos que no explotan, pero en los que tienen una participación, sobre una base ponderada por acciones. Todas las empresas de petróleo y gas son responsables de las llamaradas en los activos de los que obtienen beneficios, aunque no sean las explotadoras. El panel inferior también muestra, como líneas horizontales, la media mundial de intensidad de combustión y el objetivo de combustión alineado con el escenario de Emisiones Netas Cero de la Agencia Internacional de la Energía (véase el Recuadro 1). 

Figura 4: Volumen e intensidad de la quema de las 64 empresas con mayor ^quema3

De las 64 empresas que más queman, 28 son compañías petroleras nacionales (CPN). Muchas otras empresas con altos niveles de combustión no están clasificadas oficialmente como CPN, porque parte de la empresa cotiza en bolsa (por ejemplo, PetroChina, CNOOC, Petrobras, Lukoil), pero son en gran medida propiedad y están controladas por el Estado. 

Sin embargo, las compañías petroleras internacionales (IOC) también tienen una huella de combustión considerable. La Figura 5 muestra la intensidad de la quema (altura de las barras) y los volúmenes (área de las barras) de las 100 empresas que más queman, incluyendo tanto los activos operados como los no operados sobre una base ponderada de acciones. En este informe, nos centramos en las 10 CPI resaltadas en naranja: BP, Chevron, ConocoPhillips, Eni, ^Equinor5, ExxonMobil, Occidental Petroleum, Repsol, Shell y TotalEnergies. Entre las empresas que no son de propiedad estatal ni están controladas por el Estado, estas grandes CPI queman las mayores cantidades de gas y tienen algunas de las intensidades de combustión más elevadas. 

Estas 10 CPI son responsables del 7% de la quema mundial, ponderada por el capital, incluidos los activos explotados y no explotados. Se trata de una enorme cantidad de gas quemado: unos 10.000 millones de metros cúbicos de gas en 2023, cantidad suficiente para abastecer a Noruega y Austria juntas. Utilizando la estimación del Banco Mundial de la contaminación climática derivada de la quema, calculamos que esta quema produce 27 millones de toneladas_{de CO2e, casi}tanta contaminación climática como 72 centrales eléctricas de gas natural^.xvi

Pero la influencia de estas 10 CPI va mucho más allá de su presencia en el capital. Son financiadores e innovadores fundamentales y tienen una gran influencia en el sector. Su liderazgo, si se ejerce, podría influir materialmente en la industria para reducir agresivamente la quema en antorcha. Como mostraremos más adelante, tienen una influencia directa sobre el 15% del total de la quema global, si se tiene en cuenta el volumen total de la quema que se produce en los activos en los que tienen una participación. Además, influyen en un 25% adicional de las llamaradas -hasta un total del 40% de las llamaradas mundiales- si se tienen en cuenta todas las llamaradas que se producen en sus operaciones y en las empresas con las que colaboran. 

Estas 10 IOCs son actores globales críticos porque se han comprometido a poner fin a la quema rutinaria en todas sus operaciones (ver Cuadro 2), tienen una capacidad sustancial para influir en la gestión de la quema a través de sus empresas conjuntas y asociaciones en todo el mundo, y tienen las habilidades técnicas y los recursos financieros para ayudar a las empresas con recursos más limitados en los países de bajos y medianos ingresos con los que se asocian. A pesar de los retos, estas empresas se encuentran en una posición única para influir en las empresas conjuntas de todo el mundo presionando para que se utilicen tecnologías y buenas prácticas de reducción de llamaradas. Siguiendo el ejemplo de la Oil and Gas Methane Partnership (OGMP) 2.0, que exige a las empresas que informen sobre las emisiones de metano de las empresas conjuntas no operadas para mantener la designación Gold Standard, las empresas deberían ampliar los objetivos de reducción de antorchas a todas sus operaciones, incluidos los activos de las empresas conjuntas.

Figura 5: Producción frente a intensidad de combustión de las principales empresas de combustión del mundo (excluida Rusia⁾³ 

Metodología 

Atribución de los datos de combustión por satélite a las empresas 

Este informe utiliza los volúmenes de quema en antorcha proporcionados por el Banco Mundial, junto con los datos de ubicación de las antorchas y los activos, para atribuir las antorchas a las empresas. El Banco Mundial asume una relación lineal y un único factor de calibración para convertir el calor radiante emitido por las antorchas en volumen de gas quemado; en la medida en que los supuestos utilizados en la evaluación del Banco Mundial difieran de las condiciones locales o a nivel de activos, los niveles de quema en antorcha pueden variar de lo que se presenta aquí. 

Conjunto de datos sobre llamaradas del Banco Mundial: El conjunto de datos sobre llamaradas del Banco Mundial, una de las principales fuentes de datos para este informe, contiene las coordenadas de las llamaradas y el volumen anual de llamaradas obtenido a partir del instrumento por satélite VIIRS (Visible Infrared Imaging Radiometer Suite) para el sector del petróleo y el gas.^xviii Durante más de una década, estos datos han sido procesados por un equipo de investigadores de la Colorado School of Mines para recuperar el momento, la temperatura y el calor radiativo de las llamaradas en todo el mundo^.xix La relación entre el volumen de gas quemado y el calor radiativo que detecta el satélite se calcula a partir del análisis de un gran número de llamaradas con una cantidad conocida de gas quemado. El análisis utiliza únicamente datos VIIRS nocturnos, eliminando las posibles interferencias diurnas que pueden ser un problema con los datos de otros sensores. Las observaciones frecuentes permiten obtener datos fiables incluso en regiones frecuentemente nubladas. A lo largo de los años, los algoritmos se han mejorado para eliminar los sesgos debidos a la forma de las antorchas, identificar mejor la ubicación de las antorchas cercanas y separar las antorchas de otras actividades industriales de alta temperatura^.xx El algoritmo se ha probado con datos reales sobre el terreno en casos limitados y con datos notificados en varios países^.xxi La investigación muestra que, si bien las detecciones individuales pueden tener incertidumbres, los agregados sobre un gran número de observaciones y antorchas -como se utiliza en este estudio- serán estimaciones sólidas del volumen total de combustión. 

Este informe analiza las llamaradas observadas en 2023 para todo el mundo excepto Rusia y Estados Unidos en tierra firme (véanse las secciones siguientes para más detalles sobre nuestro tratamiento de esos países).

Base de datos Ucube de Rystad Energy: La base de datos UCube de Rystad Energy (Rystad) consta de datos sobre petróleo y gas upstream, incluidos datos de producción campo por campo, estimaciones de recursos y detalles de propiedad, entre otras métricas. La base de datos UCube también proporciona las coordenadas de todos los yacimientos y activos de petróleo y gas a nivel mundial. Este conjunto de datos se utilizó para identificar los nombres de los yacimientos, los operadores y la propiedad conjunta de cada una de las llamaradas cuantificadas por el Banco Mundial
^.xxii

Metodología de atribución: Comparamos cada antorcha del conjunto de datos del Banco Mundial con un campo de la base de datos UCube de Rystad. De este modo, pudimos asignar cada llamarada a un operador y atribuir el volumen de la llamarada a todos los propietarios, en función de su participación en el activo. Para asignar los operadores y los propietarios seguimos los siguientes pasos: i) hacer coincidir el nombre del campo asignado por el Banco Mundial con el nombre del activo de Rystad, ii) comprobar la proximidad geográfica utilizando los datos de latitud y longitud de la antorcha y el activo, iii) investigar las características de la antorcha y el activo utilizando la información disponible públicamente, y iv) en los casos en los que había varios nombres de campo/activo similares, varios activos muy próximos, etc., llevar a cabo medidas de validación adicionales. Los datos finales sobre combustión en antorcha ajustados a la equidad (agregados por región subnacional) se enviaron a los COI destacados en este informe para su revisión. En el momento de esta publicación, hemos recibido respuestas de la mayoría de las empresas y hemos realizado los ajustes oportunos en nuestro conjunto de datos cuando se han aportado pruebas documentales y cuando los cambios se ajustan a nuestra metodología. También observamos que en el caso de nueve de las diez CPI en las que nos centramos en este informe, nuestra evaluación del volumen de combustión en antorcha de los activos explotados es inferior a lo que las empresas declaran. 

Cálculo de la intensidad de la combustión: A partir de los datos de propiedad de los activos, el volumen total de gas quemado se distribuyó entre los propietarios de las empresas, lo que dio como resultado los datos de combustión ajustados al capital de todas las empresas. La base de datos UCube de Rystad proporciona datos de producción ajustados al capital que se utilizaron para calcular la intensidad de combustión. La fórmula para calcular la intensidad de la quema es similar a la utilizada por el Banco Mundial en el Global Gas Flaring Tracker^.xxiii

Casos en los que no se utilizaron los datos del satélite de combustión

Estados Unidos Quema en tierra - Datos por satélite sustituidos por datos del Programa de Información sobre Gases de Efecto Invernadero 

En 2023, los operadores de petróleo y gas de Estados Unidos quemaron en antorcha casi 10.000 millones de metros cúbicos de gas, lo que convierte a Estados Unidos en el cuarto país del mundo que más gas quema. Aunque el volumen total de combustión (y la intensidad de la combustión) ha disminuido desde su máximo en 2019, los datos del año más reciente muestran un repunte: aún queda mucho por hacer para abordar adecuadamente el problema de la combustión en Estados Unidos (véase la Figura 6)^.xxiv

La fuente de los datos de combustión en antorcha en los Estados Unidos terrestres es diferente de la utilizada para el resto del mundo. Esto se debe a varias razones 1) los frecuentes cambios de propiedad de los activos de petróleo y gas dificultan un seguimiento y una atribución sólidos utilizando únicamente datos de combustión por satélite, y 2) los activos muy espaciados en muchas cuencas de combustión clave (incluido el Pérmico) hacen inviable atribuir las llamaradas a plataformas de pozos específicas (y, por tanto, a empresas) utilizando esos datos por satélite. Por otro lado, los operadores de petróleo y gas terrestres de Estados Unidos están obligados a notificar los volúmenes de combustión en el marco de la subparte W del Programa de Información sobre Gases de Efecto Invernadero (GHGRP) de la EPA ( Estados Unidos )^.6 Aunque no existe una correspondencia perfecta entre las observaciones por satélite y los datos de combustión notificados, los volúmenes totales son aproximadamente similares y probablemente se encuentran dentro de los límites de incertidumbre de cada metodología. 

Figura 6: Observaciones por satélite del volumen y la intensidad de la quema en antorcha en el sector del petróleo y el gas en Estados Unidos de 2012 a 2023

La Figura 7 compara los volúmenes totales de combustión de los dos métodos para 2023. Para cada una de las CPI consideradas en el informe, añadimos los volúmenes de combustión declarados por el GHGRP para la tierra Estados Unidos al total satélite de fuera de Estados Unidos para obtener el volumen total de combustión y la intensidad de la empresa. 

Figura 7: Comparación de las llamaradas declaradas y observadas en Estados Unidos. 

En 2023, las 10 IOCs consideradas en este informe son responsables del 11% de la quema de petróleo en tierra Estados Unidos, mientras que producen el 28% del petróleo y condensado en Estados Unidos xxv Dos de las IOCs (ConocoPhillips y ExxonMobil), se encuentran entre las 20 empresas que más queman en Estados Unidos . Las 10 IOCs destacadas en este informe tienen intensidades de quema relativamente bajas en las operaciones en tierra Estados Unidos : Los altos niveles de combustión en las operaciones terrestres de Estados Unidos están dominados por empresas que sólo tienen huellas en Estados Unidos (véase la Figura 8). 

Figura 8: Volumen e intensidad de la quema de gas de las 20 principales empresas en Estados Unidos 

Rusia Flaring - Datos por satélite excluidos 

Las empresas de petróleo y gas de Rusia queman más gas que ningún otro país, y esto ha sido constante desde 2012, cuando el Banco Mundial empezó a recopilar y publicar datos de combustión por satélite. En 2023, la quema de gas en Rusia representaba casi una quinta parte de la quema mundial. La quema de gas en Rusia no ha dejado de aumentar en los últimos años, tanto en términos absolutos como en términos de intensidad (quema por barril de petróleo producido) (véase la figura 9)^.xxvi

Sin embargo, a pesar de la magnitud del problema, las circunstancias geopolíticas han dejado a los COI con muy poca influencia sobre las operaciones en Rusia. Según un análisis del Yale Chief Executive Leadership Institute (CELI), desde la invasión rusa de Ucrania en 2022, muchas de las CPI consideradas en este informe han reducido significativamente o se han retirado de sus operaciones en Rusia (véase la Tabla 1)^.xxvii Aunque algunas empresas siguen operando en empresas conjuntas, cada vez hay menos oportunidades de influencia en las asociaciones con empresas petroleras estatales en Rusia. Como resultado de estas restricciones políticas, así como de las limitaciones prácticas (es decir, la preocupación por la calidad de los datos y los importantes cambios recientes en la propiedad de los activos de petróleo y gas en Rusia), no realizamos nuestro análisis de atribución de propiedad para las antorchas en Rusia.

Figura 9: Observaciones por satélite del volumen y la intensidad de la quema en antorcha en la industria del petróleo y el gas en Rusia de 2012 a 2023

Cuadro 1: Situación de los COI en Rusia

Empresa	Participación en Rusia antes de 2022	Evaluación CELI
ExxonMobil	Explotación del proyecto Sakhalin-1	Retirada: Salir de la asociación con Rosneft
Chevron	Interés en un oleoducto para transportar petróleo desde Rusia	Suspendido: Suspensión de todas las transacciones y ventas de productos de refino, lubricantes y productos químicos.
Shell		Retirada: Se comprometió a una retirada total, pero dio marcha atrás con el GNL
BP		Retirada: Se desprenderá del 20% de Rosneft
TotalEnergies		Comprar tiempo: dejar de aportar capital para nuevos proyectos en Rusia/dejar de comprar petróleo ruso; retirarse del proyecto Arctic LNG 2.
ConocoPhilips	Ninguna desde 2015
Equinor		Retirada: Salida de empresas conjuntas en Rusia
Eni		Retirada: Suspender la estipulación de nuevos contratos petroleros; desinvertir por rublos
Occidental Petroleum

Análisis mundial de las llamaradas 

Comparación de los datos comunicados por la empresa con los obtenidos por satélite

El conjunto de datos sobre combustión en antorcha que hemos reunido en este informe difiere de los informes de las empresas en dos aspectos principales:  

1. Nuestro análisis utiliza observaciones por satélite de la quema en antorcha en relación con las operaciones de petróleo y gas. En cambio, los informes de las empresas sobre el volumen de combustión se basan en diversas fuentes, como medidores de combustión, cálculos técnicos y otros datos operativos. 
2. La mayoría de las empresas sólo declaran el volumen de combustión utilizando un método de atribución de activos^{explotados7 ,} lo que significa que contabilizan el 100% de la combustión de los activos que explotan aunque no sean totalmente propietarias del activo; por el contrario, no incluyen la combustión de los activos que no explotan, aunque tengan una participación en la propiedad. En su lugar, el análisis principal de este informe atribuye las llamaradas a las empresas basándose en un método de atribución de propiedad de capital que atribuye las llamaradas a las empresas basándose en su porcentaje de participación en la propiedad del activo que quema, independientemente de si operan o no el activo. 

Antes de entrar en los resultados detallados de nuestra atribución de llamaradas basada en la propiedad de los satélites, es útil evaluar primero el impacto de estas dos grandes diferencias de enfoque. En primer lugar, comparamos los informes de las empresas con los datos observados por satélite atribuidos a las empresas, utilizando el mismo método de atribución de activos operados que las empresas suelen utilizar para las llamaradas autodeclaradas a fin de calcular los volúmenes de las empresas a partir de los datos de satélite. En segundo lugar, comparamos los datos de combustión vía satélite evaluados mediante el método de los activos explotados con las evaluaciones de datos vía satélite que utilizan el método de la participación en el capital^.8 

La Figura 10 muestra la diferencia entre los datos de combustión comunicados por las empresas y los datos de combustión obtenidos por satélite, utilizando el mismo método de atribución de activos explotados. En el caso de algunas empresas, existen discrepancias significativas entre los datos comunicados por las empresas y los obtenidos por satélite. Los satélites pueden detectar llamaradas que las empresas no declaran por diversos motivos. Sin embargo, en 9 de los 10 casos, las llamaradas de activos explotados declaradas por las empresas superan las observaciones de llamaradas por satélite. Esto puede tener varias explicaciones: 

• Los satélites sólo pueden medir las llamaradas durante la noche, lo que podría introducir un sesgo, ya que las operaciones durante la noche pueden ser diferentes de las que se realizan durante el día (por ejemplo, las actividades de mantenimiento que podrían dar lugar a llamaradas suelen realizarse durante las horas diurnas). 
• Los satélites tienen dificultades para evaluar la combustión en países con mucha nubosidad y presentan otros errores/incertidumbres, que el Banco Mundial quizá no pueda tener plenamente en cuenta. 
• Si la eficiencia de la combustión en antorcha (una cantidad difícil de medir) es inferior a la supuesta en el análisis de antorcha del Banco Mundial, los datos por satélite subestimarán los volúmenes reales de antorcha.  
• Nuestro análisis de los datos satelitales excluye la quema en Rusia (véase la sección "Quema en Rusia - Datos satelitales excluidos" para una visión general de la quema en Rusia y por qué se excluye), por lo que en la medida en que estas empresas operaban activos en Rusia en 2023, los datos satelitales subestiman la quema total. 
• Los satélites pueden detectar grandes llamaradas (mayores de aproximadamente 7.000 metros cúbicos estándar/día); no tienen en cuenta totalmente las llamaradas más pequeñas, que pueden ser persistentes y, en conjunto, suponer grandes volúmenes de combustión.  
• Las empresas pueden incluir en sus informes volúmenes de combustión de gases que no sean hidrocarburos (_CO2, _N2, _H2O), que no se pueden quemar y, por tanto, no se contabilizarán en las observaciones por satélite. 
• Los satélites observan las llamaradas de forma intermitente y las extrapolan para estimar los volúmenes anuales de combustión, por lo que pueden estar sesgados al alza o a la baja en función de cuándo se realicen las observaciones de las llamaradas. 

Figura 10: Comparación de la quema declarada y la observada según la ^atribución de los activos explotados3 

La Figura 11 muestra la comparación de los datos de combustión por satélite de cada una de las 10 empresas utilizando los dos métodos de atribución diferentes: activos explotados frente a participación en el capital. Aunque la mayoría de las empresas declaran el volumen de combustión sólo de sus activos explotados, ésta no es la única manera, ni necesariamente la mejor, de atribuir el volumen de combustión. En el método de atribución a la propiedad, podemos distinguir entre las llamaradas que se producen en activos operados por la empresa y las que se producen en activos no operados. Este método pone de manifiesto el importante problema de quema que existe en los activos no explotados por muchas empresas. La tabla 2 muestra los pros y los contras de cada método de atribución. 

Figura 11: Comparación de los datos de satélite con la atribución de activos explotados y propiedad de ^capital3

Cuadro 2: Ventajas e inconvenientes de los distintos métodos de atribución

Método	Pros	Contras
Activos explotados Atribución	Norma del sector: Las empresas están acostumbradas a informar sobre la quema en antorcha y otros parámetros medioambientales en el activo explotado. Medir lo que se puede controlar directamente: Las empresas tienen un control directo sobre los activos explotados.	No incluye: No incluye los activos no explotados de los que la empresa obtiene beneficios y puede influir. No está en consonancia con los informes financieros de la empresa que dan cuenta de la propiedad de diversos activos explotados y no explotados.
Atribución de la propiedad del capital	Permite calcular la intensidad: Se dispone de datos de producción basados en un método ajustado a la propiedad, por lo que el quemado también puede ajustarse con la propiedad para calcular la intensidad del quemado. Se ajusta a los ingresos y beneficios: Contabiliza la "participación" de una empresa en la quema en todo el mundo, dejando claro que son responsables de la quema en los activos de los que obtienen beneficios, aunque no sean el operador.	Difumina el vínculo de responsabilidad: Múltiples propietarios de la misma bengala, por lo que no hay una única empresa a la que responsabilizar.

Comparación de los 10 COI

Las compañías petroleras internacionales tienen una importante presencia mundial en la producción de petróleo y gas. Este informe destaca 10 de las mayores IOC, a saber: BP, Chevron, ConocoPhillips, Eni, Equinor, ExxonMobil, Occidental Petroleum, Repsol, Shell y TotalEnergies. Estas empresas han evitado históricamente asumir la responsabilidad de las emisiones y prácticas, incluida la quema en antorcha, en sus activos no operados. Las 10 empresas son miembros de OGMP 2.0 y, por tanto, se han comprometido a reducir las emisiones y la quema en antorcha en sus empresas conjuntas no operadas. Con operaciones en más de 50 países y asociaciones con numerosas CPN y otras empresas públicas y privadas, estas empresas tienen una influencia mucho mayor a la hora de establecer normas e impulsar cambios esenciales para reducir la quema en antorcha (para un análisis más detallado, véase la sección Impacto más amplio de las empresas petroleras internacionales ). Todos los datos y cifras de esta sección se han calculado ponderando las acciones.

Producción: Las 10 CPI destacadas en este informe produjeron un total ponderado por capital de 4.818 millones de barriles de petróleo y condensado en 2023, aproximadamente el 16% de la producción mundial total en ese año^.xxviii Cada una de estas empresas tiene una huella mundial, con producción tanto en activos operados como no operados, aunque la división ponderada por capital entre estos diferentes tipos de activos oscila entre el 31% de la producción de activos operados para Repsol, y el 93% de activos operados para Occidental. Por término medio, el 51% de la producción de crudo y condensado de estas 10 empresas procede de activos no explotados. 

Figura 12a: Producción de petróleo y condensados de las ^CPI3

Volumen de combustión: La quema total atribuible a las 10 empresas analizadas fue de 10 bcm en 2023, lo que supuso el 7% de la quema mundial en ese año. Los detalles de la quema difieren para cada empresa: ExxonMobil, Chevron, ConocoPhillips, Eni y Occidental tienen la mayor parte de la quema ponderada por capital en sus activos operados; por el contrario, BP, Shell, TotalEnergies, Equinor y Repsol tienen la mayor parte de la quema en sus activos no operados. Como se muestra en los resúmenes de las empresas, esta tendencia también es diferente en las empresas individuales comparadas entre países. Para estas 10 empresas, el 61% de las llamaradas se producen en activos no explotados. 

Figura 12b: Volumen de combustión de los ^COI3

Intensidad de la quema: Siete empresas (BP, Shell, TotalEnergies, ConocoPhillips, Equinor, Occidental y Repsol) tienen una mayor intensidad de combustión en sus activos no explotados, mientras que ExxonMobil, Chevron y Eni tienen una mayor intensidad de combustión en sus activos explotados. Aunque 9 de las 10 tienen intensidades de combustión inferiores a la media mundial, todas tienen intensidades muy superiores (al menos por un factor de dos, en muchos casos mucho más) al nivel objetivo para 2030 del escenario NZE de la AIE.  

Figura 12c: Intensidad de la combustión de ^COI3

Figura 12d: Intensidad de combustión de las principales COI frente a la producción de crudo y ^condensado3

Impacto más amplio de las petroleras internacionales 

Tres enfoques de la atribución de las llamaradas: Porción de capital, influencia de la propiedad y efecto multiplicador del socio

Hasta ahora, nos hemos centrado en la quema que puede atribuirse a cada una de las 10 CPI, tanto en sus activos explotados como en los no explotados, basándonos en la quema ponderada por el capital de cada activo. Aunque esto tiene una lógica contable clara, subestima la cantidad total de combustión en antorcha en la que pueden influir estas empresas . Esta mayor influencia se deriva de sus asociaciones y del alcance global de sus operaciones.  

Identificamos tres niveles de influencia de las CPI en la quema global: Porción de capital, Influencia de la propiedad y Efecto multiplicador del socio. Para cada nivel sucesivo, el volumen de llamaradas aumenta (véase la Figura 13), pero la influencia se hace menos directa. En conjunto, estas cifras ofrecen una imagen más completa del papel que pueden desempeñar las CPI en la reducción de las llamaradas en todo el mundo. Aunque las relaciones entre estas empresas, las compañías con las que se asocian y los países en los que operan son complejas, las CPI deben ejercer su influencia para reducir la quema más allá de sus operaciones directas.

Porción accionarial: Este método incluye la quema en antorcha tanto en activos operados como no operados y reparte el volumen de la quema en antorcha a cada empresa en función del porcentaje de propiedad en el activo de quema en antorcha. La parte de la combustión global atribuida a las 10 CPI según este método es del 7%. 

Influencia de la propiedad: Representa el volumen total de combustión de los activos en los que participan las 10 CPI y no descuenta el volumen de combustión en función del porcentaje de propiedad. Como copropietarias, las CPI influyen en todas las llamaradas de estos activos, que ascienden al 15% de todas las llamaradas mundiales. 

Efecto multiplicador de los socios: Los 10 IOCs, y las empresas con las que se asocian, son responsables de cerca del 40% de todas las llamaradas del mundo. Debido a estas asociaciones, los 10 IOCs tienen relaciones financieras y operativas con NOCs y otras empresas que son responsables de grandes cantidades de llamaradas. Los COIs deben utilizar estas relaciones para compartir las mejores prácticas de reducción de llamaradas e influir en sus socios para avanzar colectivamente en proyectos y prácticas para reducir las llamaradas. La utilización de este efecto multiplicador de los socios puede reducir en gran medida las llamaradas.

Figura 13: Tres enfoques para la ^atribución de la quema de COI3

Las CPI destacadas en este informe tienen una oportunidad única para influir y apoyar a sus socios en la reducción de la quema en antorcha en sus activos operados y no operados. En la Figura 14 se muestra el volumen de combustión de cada empresa utilizando las metodologías de atribución Equity Portion y Ownership Influence. La magnitud de la diferencia entre las metodologías de atribución depende de la estructura de propiedad de los activos de cada empresa. En el extremo superior, para TotalEnergies y Repsol, el volumen de combustión utilizando la metodología de influencia de la propiedad es cinco veces mayor que la combustión basada en la participación en el capital, debido a inversiones significativas con socios que queman grandes cantidades de gas. 

Figura 14: Porción de capital de las COI frente a influencia en la ^propiedad3

Las petroleras nacionales a la mesa

Las CPN son responsables de al menos la mitad de las llamaradas mundiales y muchas de ellas mantienen relaciones importantes con una o más de las 10 CPI, por lo que el efecto multiplicador de los socios es significativo. Estas relaciones se documentan en la Tabla 3, que examina las 37 CPN que se encuentran entre las 100 principales empresas que provocan llamaradas. Para cada una de ellas, se indica si es copropietaria de activos de combustión con alguna de las 10 CPI. La mitad de las CPN tienen algún tipo de relación con al menos una de las 10 CPI, y en muchos casos se trata de asociaciones múltiples. Muchas CPI han empezado a implicar a sus CPN y a otros socios de capital a través de iniciativas voluntarias como la Oil and Gas Methane Partnership (OGMP 2.0) y los Methane Guiding Principles para avanzar en la reducción de las emisiones de metano y mejorar la medición de datos y la elaboración de informes^.xxix
Estos esfuerzos deben ser adoptados por más empresas y ampliados rápidamente a escala mundial para impulsar las reducciones necesarias de la quema en antorcha. Además, las inversiones en tecnologías que eliminen la quema en antorcha no deben considerarse activo por activo: la utilización del gas depende de los gasoductos, la compresión u otros proyectos de captura y uso de gas que pueden servir a toda una región o cuenca, y por tanto las CPI deben pensar en la quema en antorcha de forma más amplia y no sólo en los activos que operan o poseen.

Tabla 3: Relaciones entre las CPI y las principales CPN del Top 100 por volumen de combustión (sin incluir la combustión en Rusia)

En la Tabla 4 se analizan los 20 países con mayores volúmenes de combustión y se indica qué parte de la combustión en cada uno de ellos es atribuible a las 10 CPI en términos de participación en el capital y qué parte de la combustión podría estar influida por las CPI (influencia de la propiedad). (Las cifras de Porción de Equidad de esta tabla coinciden con las cifras presentadas en la mayor parte de este informe, mientras que las cifras de Influencia de la Propiedad, como se ha indicado anteriormente, cuentan todo el volumen de combustión en el que están implicadas una o más COI). Países como Angola, Nigeria, Congo y Omán, donde las CPI son responsables de una gran parte de la participación en el capital y/o de la influencia en la propiedad, deberían exigir responsabilidades a las CPI participantes en la reducción de la quema en antorcha. 

Tabla 4: Implicación de los COI en los 20 países que más queman - Porcentaje de la quema atribuido a cada COI en los 20 países que más ^queman3

Pasar de los objetivos a la acción 

Reconociendo los importantes efectos de la quema, las organizaciones internacionales han puesto en marcha iniciativas para reducir la quema rutinaria de gas. El esfuerzo más importante hasta la fecha es el Zero Routine Flaring by 2030 (ZRF) del Banco Mundial, una iniciativa voluntaria que pretende eliminar la quema "rutinaria" de gas mediante la cooperación con gobiernos, empresas petroleras y de gas, e instituciones de desarrollo.^Sin embargo, a pesar de los compromisos de más de 100 empresas, gobiernos y organizaciones, la quema de gas mundial se ha mantenido en gran medida al mismo nivel durante más de una década.  

Las 10 CPI destacadas en este informe han respaldado la iniciativa ZRF y están obligadas a informar anualmente sobre los volúmenes totales de combustión en antorcha y de combustión rutinaria de los activos operados. La tabla 5 resume los progresos declarados por cada empresa en el cumplimiento de sus objetivos de combustión rutinaria cero. 

Es importante señalar que estos compromisos se centran en general en la quema rutinaria. El Banco Mundial define la quema rutinaria como "la que se produce durante las operaciones normales de producción de petróleo en ausencia de instalaciones suficientes o de una geología adecuada para reinyectar el gas producido, utilizarlo in situ o enviarlo al mercado".^xli Como analizamos a continuación, en el caso de muchas de las CPI, sólo una pequeña parte de la quema declarada se clasifica como rutinaria, lo que plantea interrogantes sobre qué actividades están dando lugar a volúmenes tan considerables de quema no rutinaria, si las empresas están utilizando definiciones uniformes para la quema rutinaria frente a la no rutinaria y cómo se abordará la quema no rutinaria. 

Cuadro 5: Diferencia entre la aprobación del ZRF y las prácticas reales de combustión en antorcha

	Año de aprobación del ZRF	Quema total de rutina (mcm)*	La empresa informa de sus progresos en el cumplimiento de los compromisos de "combustión rutinaria cero".
ExxonMobil	2022	- -	Eliminación de la quema rutinaria en los activos operados en la cuenca del Pérmico en 2022.xxi
Chevron	2021	- -	Esfuerzos para reducir la quema en antorcha en el Pérmico mediante el uso de optimizadores autónomos en tiempo real.xxxii
BP	2015	14	Aumento de la quema en 2023 en la región de Azerbaiyán-Georgia-Turquía, pero aún en vías de poner fin a la quema rutinaria para 2030.xxxiii
Shell	2015	134	En 2021 se trasladó el objetivo de eliminar la quema rutinaria de 2030 a 2025.xxxiv
TotalEnergies	2015	191	En 2023 se puso fin a la quema rutinaria de gas en el bloque marino OML100 de Nigeria, que había representado el 57% de la quema de gas de exploración y producción (E&P) de la empresa en 2020.xxxv
ConocoPhillips	2020	2	Fijar el objetivo de poner fin a la quema rutinaria en 2025. En 2022, la quema rutinaria disminuyó un 90% con respecto a 2021.xxxvi
Equinor	2015	10	Objetivo de poner fin a la quema rutinaria para 2030 en todos los activos bajo control operativo.xxxvii
Eni	2015	1,068	Objetivo de cero quema rutinaria en 2025, sujeto a la ejecución de proyectos en Libia.xxxviii
Occidental Petroleum	2020	185	Reducción de la quema rutinaria en un 44% en los activos globales operados de petróleo y gas desde que se unió al ZRF de 2020 a 2022, incluyendo Zero Routine Flaring en las operaciones de Estados Unidos en 2022.xxxix
Repsol	2016	83	El objetivo es reducir las emisiones rutinarias en un 50% para 2025.xl

La Figura 15 muestra los volúmenes de quema en antorcha que cada empresa ha informado a la ZRF desde 2018, desglosados por quema rutinaria y no rutinaria. Algunos aspectos clave de los datos comunicados son: 

• La cantidad de combustión rutinaria varía mucho de una empresa a otra, lo que sugiere la existencia de diferentes características operativas o diferentes definiciones o juicios de lo que constituye una "combustión rutinaria". Por ejemplo, tanto Eni como BP declararon volúmenes totales de combustión similares al principio de la serie temporal, pero de ese total, BP declaró que sólo una pequeña cantidad era rutinaria, mientras que Eni clasificó la mayoría como rutinaria.   
• Eni ha reducido su volumen de combustión rutinaria a lo largo de la serie temporal, pero el volumen total de combustión se ha mantenido relativamente constante: la combustión no rutinaria ha aumentado considerablemente. 
• Shell y TotalEnergies han reducido los volúmenes de combustión rutinaria y total, pero los volúmenes restantes siguen siendo muy considerables. 
• ConocoPhillips, BP y Equinor informaron de que prácticamente han eliminado la quema rutinaria, pero sus volúmenes de quema no rutinaria siguen siendo significativos. 
• Repsol tiene un volumen de combustión relativamente bajo, pero una gran parte de esa combustión se clasifica como rutinaria. 
• Aunque se observa una tendencia general a la baja en la quema rutinaria, el volumen total de gas quemado -teniendo en cuenta los casos de quema no rutinaria- sigue siendo elevado y en gran medida no ha disminuido. 

Figura 15: Cinco años de quemas declaradas, rutinarias y no rutinarias (Iniciativa del Banco Mundial "Cero quemas rutinarias") 

Según los volúmenes de combustión comunicados por las CPI a la Iniciativa ZRF, sólo el 30% de la combustión en 2022 era rutinaria. Por lo tanto, incluso si las empresas cumplen el objetivo de ZRF para 2030, el resto de la quema no rutinaria seguirá siendo una fuente de contaminación muy grande y la quema será muchas veces superior a la reducción del 95% necesaria para cumplir el objetivo de reducción de NZE de la AIE. El nivel de ambición debe elevarse para incluir la práctica eliminación de todas las llamaradas en las instalaciones de petróleo y gas de todo el mundo que no estén legítimamente relacionadas con emergencias.

Además, también hay varias deficiencias en la notificación de antorchas a la ZRF, así como en la notificación voluntaria en los informes de sostenibilidad:  

• La distinción que hace la ZRF entre combustión rutinaria y no rutinaria es útil, pero es necesariamente vaga, y no está claro que todas las empresas la interpreten de la misma manera.  
• Los volúmenes declarados normalmente sólo tienen en cuenta la combustión en antorcha en los activos explotados por una empresa. No tiene en cuenta la quema en antorcha en activos en los que la empresa puede tener una participación de propiedad, pero no es el operador.  
• Es probable que los informes no tengan en cuenta las situaciones en las que se crea una empresa operativa con el fin de explotar un activo que es propiedad en su totalidad de otras empresas. Por ejemplo, en 2022 se creó Azule Energy como una empresa conjunta al 50 % entre BP y Eni para explotar activos en Angola^.xlii Por lo tanto, los activos explotados por Azule Energy pueden no considerarse "activos explotados" ni por BP ni por Eni en los informes de sostenibilidad corporativa o ZRF. 
• Las empresas comunican el volumen de combustión en antorcha a nivel corporativo, sin desglosarlo por país o cuenca productora, lo que limita la utilidad del conjunto de datos. 

Soluciones operativas y técnicas 

A pesar de los esfuerzos voluntarios del Banco Mundial y otras instituciones para reducir la práctica de la quema en la industria del petróleo y el gas, y la mayor visibilidad de la quema a medida que los satélites, drones y otras tecnologías de teledetección se vuelven omnipresentes, el problema sigue siendo un importante contribuyente al cambio climático y amenaza la salud de millones de personas. La quema es un problema que puede resolverse en gran medida con la tecnología existente; cuandopersiste, se debe a una combinación de factores, como prácticas empresariales arraigadas, falta de planificación adecuada, escasez de capital y falta de voluntad política.

Aunque las empresas pueden obtener beneficios económicos, medioambientales y para la salud reduciendo la quema en antorcha, la aplicación de soluciones técnicas para aprovechar estas oportunidades requiere un amplio compromiso interno y la participación de los gestores de las instalaciones, los gestores operativos y los altos directivos. Para garantizar este compromiso hay que empezar por mejorar los datos internos sobre la quema en antorcha, tanto en los activos explotados como en los no explotados, ya que los datos incompletos ocultan los posibles beneficios económicos y socavan la confianza en las decisiones de inversión. (Una forma en que las CPI pueden ayudar a mejorar los datos sobre los activos no operados es animando a sus socios de empresas conjuntas a unirse a OGMP 2.0). Además de mejorar la calidad y la visibilidad de los datos sobre combustión en antorcha, las empresas deben asegurarse de que todos los niveles de gestión tengan la capacidad y el incentivo para impulsar un posible proyecto de reducción de la combustión en antorcha. Esto requiere un cambio en la cultura de la empresa, en la que los objetivos de quema en antorcha se sitúen al mismo nivel que otros objetivos de seguridad o producción y se incluyan en los indicadores clave de rendimiento y en los marcos de bonificación. 

Las soluciones tecnológicas para reducir la quema en antorcha requieren, en general, inversiones en capacidad de captura de gas y otras infraestructuras de utilización del gas, que permitan utilizar el gas in situ para operaciones locales, llevarlo al mercado, reinyectarlo o utilizarlo para producir otros productos derivados del petróleo. En el caso de los nuevos activos, la planificación es fundamental y, en la medida de lo posible, la infraestructura de utilización del gas debe establecerse desde el principio de la vida productiva de un activo para garantizar que no se produzcan llamaradas cuando comience la producción si aún no se ha construido la infraestructura de manipulación del gas. 

Las soluciones tecnológicas para reducir las llamaradas son claras y pueden incluir: 

• Gasoductos para llevar el gas asociado a los mercados; 
• Transporte por camión de gas natural comprimido (GNC) para que actúe como "gasoducto virtual" y lleve el gas a los mercados; 
• Producción de electricidad in situ, ya sea para uso local o para alimentar la red eléctrica;
• Instalaciones de conversión de gas en líquidos; 
• Recuperación de líquidos de gas natural para eliminar los hidrocarburos superiores; y 
• Reinyección en depósitos subterráneos (si procede). 

Se han documentado soluciones de captura en antorcha en instalaciones de todo el mundo y a menudo son rentables para las empresas que las aplican^.xliii El Banco Mundial ha desarrollado una "Herramienta de selección de tecnologías de mitigación de antorchas" y una guía completa de gestión de antorchas^.xliv Aunque los esfuerzos existentes para capturar y utilizar el gas que de otro modo se quemaría en antorcha son encomiables, el ritmo de estos proyectos debe acelerarse drásticamente con el fin de igualar el tamaño del problema a escala mundial.  

La eliminación de la quema rutinaria a menudo requiere grandes infraestructuras para capturar y utilizar el gas. La quema no rutinaria está asociada a tareas como el mantenimiento, las salidas de planta o las averías, y se gestiona mediante la eficiencia operativa y una sólida filosofía de gestión para conservar el gas y producirlo en lugar de quemarlo. Por tanto, la minimización de la quema no rutinaria a menudo no requiere ningún gasto de capital, pero sí implica costes operativos y un cambio cultural en la filosofía operativa. 

Aprovechar el liderazgo de la empresa  

Este análisis que atribuye la quema global a los propietarios de las acciones deja claro que algunas de las mayores CPI del mundo se están beneficiando de sus inversiones en operaciones con altos volúmenes e intensidades de quema, y deben rendir cuentas para abordar este problema. A pesar de que en este informe las 10 CPI se comprometen a eliminar las llamaradas rutinarias, los datos muestran que se necesitan más medidas para ampliar estos compromisos a las llamaradas no rutinarias y abordar de forma exhaustiva las llamaradas en los activos no operados. Aunque el nivel de influencia directa de las CPI en los activos no explotados puede variar en función de los acuerdos contractuales de las empresas conjuntas, las CPI disponen de varias opciones para garantizar la reducción de las llamaradas allí donde tienen participaciones de propiedad.  

Además, la alineación con otros socios de empresas conjuntas en torno a los objetivos de reducción de la quema en antorcha suele ser un requisito previo esencial para avanzar en los proyectos de captura de gas en antorcha. Debido a los posibles obstáculos contractuales relacionados con la propiedad y venta del gas, y el uso de infraestructuras y gasoductos, la alineación entre los socios de la empresa conjunta en torno a los objetivos de reducción de la antorcha es fundamental para la aplicación práctica de muchas soluciones tecnológicas. 

Para lograr esta alineación entre los socios de las empresas conjuntas y aprovechar plenamente la influencia de las COI para reducir la quema en antorcha en los activos no operados, deben considerarse las siguientes herramientas y objetivos: 

• Los objetivos y las medidas de reducción de las llamaradas deben extenderse más allá de los activos explotados a todos los activos en los que la empresa tenga participación: Esto puede establecerse unilateralmente como política de la empresa y conllevaría la consideración de las llamaradas de todos los activos no operados en el cálculo de cualquier objetivo de la empresa. Instituciones e iniciativas como el Banco Mundial deberían apoyar este objetivo mediante la actualización de objetivos y metas para incluir los activos no operados, siguiendo el ejemplo de OGMP 2.0. 
• Aprovechar al máximo las herramientas de gobierno de las empresas conjuntas: Las empresas deben aprovechar su posición en los comités de gobernanza de las empresas conjuntas para reducir las llamaradas en los activos no explotados, por ejemplo, llegando a un consenso sobre una carta de principios escrita o aprovechando los derechos de aprobación de las principales decisiones presupuestarias. Las empresas también pueden fomentar los objetivos de quema en antorcha mediante resoluciones del consejo de la empresa conjunta e incluyendo obligaciones contractuales para gestionar el metano en los nuevos acuerdos de explotación^.xlv
• Los compromisos de las empresas para reducir la quema deben incluir la quema total y no sólo la quema rutinaria: Debe haber una definición más estricta de lo que se considera quema "rutinaria" y un seguimiento de los compromisos para eliminar esta práctica. Y debe haber compromisos más firmes para reducir drásticamente el volumen total de combustión. Una vez más, las instituciones e iniciativas que buscan reducir los daños de la quema en antorcha deben apoyar estos objetivos. 
• Compartir proactivamente la tecnología y las mejores prácticas: Dada la poderosa influencia de estas empresas en muchos de los países en los que operan, también es fundamental que las CPI compartan tecnologías de reducción de llamaradas y mejores prácticas con empresas asociadas (a menudo CPN), para garantizar que la quema en antorcha se reduzca al mínimo en todo el sector.

Palancas reguladoras 

Para reducir la quema en antorcha es indispensable una normativa firme, y varios países y gobiernos subnacionales ya han promulgado medidas en este sentido. Noruega aplicó la primera prohibición de la quema rutinaria ya en 1972, y posteriormente demostró que una normativa estricta sobre emisiones no es mutuamente excluyente con la competitividad de la industria^.xlvi Posteriormente, varias jurisdicciones de Estados Unidos y Canadá, así como Nigeria, México, Qatar, Brasil, la Unión Europea y otros países han realizado esfuerzos normativos para reducir la quema. Unas regulaciones bien diseñadas y aplicadas pueden desempeñar un papel fundamental en la reducción directa de la quema en antorcha y en la creación de un entorno propicio para la reducción de la quema en antorcha, y los gobiernos deberían considerar las siguientes herramientas: 

• Establecer sanciones por quema en antorcha para reducir el coste neto de la reducción de la quema en antorcha: Los reguladores deberían establecer sanciones para toda quema en antorcha, o por superar los límites de volumen o intensidad de la quema en antorcha, creando un incentivo financiero inmediato para reducir la quema en antorcha. Las sanciones económicas pueden reducir eficazmente el coste neto de la reducción de la combustión en antorcha, pero deben aplicarse de forma coherente para que puedan tenerse en cuenta en el análisis coste-beneficio de un posible proyecto. 
• Exigir planes de captura de gas para las nuevas explotaciones: Para las nuevas explotaciones, una planificación cuidadosa puede eliminar el riesgo de quema rutinaria en el futuro. Los reguladores deberían exigir la elaboración de estos planes como requisito previo a cualquier licencia para nuevas explotaciones. 
• Definir y prohibir las quemas rutinarias y definir con precisión las excepciones para las quemas permitidas no rutinarias: Las normativas pueden desempeñar un papel importante definiendo qué quemas se consideran "rutinarias" y qué excepciones se consideran "de emergencia" o "no rutinarias". Como ya se ha señalado, el porcentaje de la quema total que las empresas declaran como "rutinaria" varía significativamente en el sector, lo que sugiere el uso de definiciones divergentes de lo que se considera "rutinario". Estas definiciones son fundamentales en el contexto de los compromisos asumidos por las 10 CPI que aparecen en este informe para eliminar las llamaradas rutinarias, ya que en conjunto declaran que el 30% de sus llamaradas son rutinarias, lo que potencialmente deja un 70% de llamaradas sin reducir. Las definiciones del Banco Mundial de combustión rutinaria, no rutinaria y de seguridad son útiles, pero las dos últimas categorías permiten una interpretación amplia para reclasificar sucesos que deberían considerarse combustión rutinaria.   

En ausencia de una alineación de la industria, los gobiernos y los reguladores deben desempeñar un papel de guardarraíles para la definición de estos términos por parte de las empresas. Esto puede hacerse estableciendo una prohibición general de la quema en antorcha, excepto en situaciones de emergencia o mal funcionamiento que estén claramente delimitadas. El nuevo Reglamento sobre el metano de la Unión Europea, por ejemplo, adopta este enfoque y enumera 11 situaciones específicas en las que se permite la combustión en antorcha, si es necesario, con la condición adicional de que sólo se permite la combustión en antorcha cuando la reinyección, el almacenamiento para su uso posterior, la utilización in situ o la comercialización del metano no sean viables por razones distintas de las económicas. En otras jurisdicciones, las escasas excepciones a una amplia prohibición de quema en antorcha están respaldadas por normas de límites volumétricos o de intensidad que limitan la cantidad de quema en antorcha que puede producirse, incluso a partir de estos procesos específicos exceptuados. 

Por último, es importante tener en cuenta que las normativas que parecen sólidas sobre el papel pueden ser bastante débiles en la práctica, debido a la falta de capacidad de aplicación de la agencia reguladora, a prioridades contradictorias dentro de la agencia reguladora (por ejemplo, cuando la misma agencia se encarga de aumentar la producción y de hacer cumplir los límites de quema en antorcha), a la falta de supervisión independiente o a posibles lagunas en el texto de la legislación. Una normativa ineficaz que no aplique de forma coherente las normas y sanciones puede distorsionar los análisis de costes y beneficios de las empresas. Aunque no existe una solución milagrosa, los gobiernos deberían considerar las siguientes herramientas para reforzar la aplicación y el cumplimiento de la normativa:

• Requisitos de información y métricas mejores y más coherentes^.xlvii 
• El uso de datos de combustión por satélite para controlar y detectar discrepancias con los datos notificados. 

Palancas financieras y económicas 

Las instituciones financieras y otras partes interesadas del sector privado también desempeñan un papel clave a la hora de aprovechar los incentivos positivos y negativos para reducir las llamaradas. Debido a la evolución de las prioridades de los accionistas y los objetivos ESG, los principales bancos, fondos de pensiones y otros inversores han tratado cada vez más de alinear las decisiones de inversión con los objetivos medioambientales y climáticos, que incluyen requisitos previos climáticos para poder optar a la financiación, requisitos de información climática y pueden implicar el ajuste del coste del capital en función de los objetivos de rendimiento de las emisiones. Estos requisitos son una poderosa herramienta para impulsar la acción de las empresas, y los inversores que proporcionan financiación al sector del petróleo y el gas deberían considerar las siguientes acciones: 

• Los bancos y otras instituciones financieras pueden exigir planes de eliminación/minimización de las antorchas antes de financiar nuevos proyectos de producción de petróleo y gas y pueden financiar proyectos de reducción de las antorchas en los emplazamientos existentes.
• Los inversores pueden pedir cuentas a las empresas petroleras y de gas por la quema de los activos que explotan, los activos que poseen pero no explotan y la quema de las CPN con las que colaboran. También pueden exigir una mejor divulgación de la información (incluida la quema rutinaria/no rutinaria, la quema por país y/o cuenca, y la quema en activos operados y no operados), así como objetivos mejorados (que incluyan tanto la quema rutinaria como la no rutinaria). 

Además de estos "palos", los inversores y las partes interesadas del sector privado también pueden ofrecer "zanahorias" para impulsar la reducción de la quema en antorcha. Aunque muchos proyectos de reducción de la quema pueden generar beneficios netos para las empresas debido al uso potencial o a la venta del gas capturado, las inversiones potenciales se enfrentan a altos niveles de competencia por el capital dentro de las empresas, incluyendo inversiones potencialmente más rentables en operaciones de negocio básicas. Los incentivos financieros positivos, como los préstamos en condiciones favorables o las primas sobre el precio del gas capturado, podrían aumentar la rentabilidad de la inversión para la reducción de la quema en antorcha e impulsar la acción de las empresas. Las instituciones financieras y los importadores posteriores deberían considerar las siguientes herramientas: 

• Los bancos y los inversores privados deberían desarrollar instrumentos y bonos de sostenibilidad para el metano, que podrían proporcionar capital barato en virtud de los objetivos de rendimiento de reducción del metano y de la quema en antorcha. Estos instrumentos y bonos requerirían un marco global para definir los objetivos absolutos de reducción de emisiones y de quema, para permitir que los tipos de interés y los costes de capital reflejen los resultados de una empresa.
• Los importadores pueden exigir o incentivar la reducción de la quema en antorcha. Por ejemplo, la iniciativa You Collect We Buy de la Unión Europea pretende facilitar la compra de gas que de otro modo se habría quemado o desperdiciado, complementando las próximas obligaciones de reducción de emisiones para los socios comerciales de la UE en virtud del Reglamento sobre el metano. 

Las CPI deberían compartir las mejores prácticas y la financiación con las CPN asociadas y garantizar que las inversiones para reducir la quema en sus propias instalaciones puedan utilizarse para reducir la quema a nivel de cuenca o regional.

Anexo

Resúmenes de empresa 

La siguiente sección tiene como objetivo proporcionar un conjunto de datos granulares sobre la quema de COI por país con el fin de avanzar en la conversación sobre lo que las COI pueden hacer para reducir la quema tanto en sus activos operados como en las empresas no operadas en todo el mundo. Este novedoso conjunto de datos permite poner de relieve las áreas problemáticas más destacadas y abogar por oportunidades de mitigación.

Para cada empresa, presentamos cuatro cifras que, en conjunto, ofrecen una imagen más completa de las llamaradas en cada empresa: 

• Producción por país, explotada y no explotada  
• Volumen de combustión por país, explotados y no explotados  
• Intensidad de la quema por país, explotada, no explotada y media de la empresa (también se incluye la media del país a efectos comparativos) 
• Gráfico de Mekko en el que la longitud horizontal de cada barra representa la producción total de crudo y condensado de cada empresa, la altura de cada barra representa la intensidad media de combustión de la empresa y el área del recuadro representa el volumen total de combustión. 

Señalamos los valores atípicos notables, los volúmenes significativos de combustión y los casos de alta intensidad de combustión. También señalamos los casos en los que las CPI han invertido en instalaciones con altos niveles de combustión operadas por compañías petroleras nacionales, ya que se trata de casos clave en los que una mayor voluntad política y presión económica pueden ayudar a reducir la combustión. 

ExxonMobil  

ExxonMobil produce la mayor parte de su crudo y condensado en Norteamérica. En Estados Unidos, la producción procede principalmente de activos explotados y en Canadá, de empresas conjuntas no explotadas.

Figura 16a: Producción de ExxonMobil por países

El volumen total de quema de ExxonMobil está dominado por la quema en cuatro países: Nigeria, Estados Unidos, Malasia y Angola. En todos estos países, la mayor parte de la quema se produce en los activos explotados. 

Figura 16b: Quema de ExxonMobil por países

Las intensidades de combustión de los activos operados por ExxonMobil en Nigeria y Malasia son elevadas. En Nigeria, la quema se produce en 15 antorchas, mientras que en Malasia solo seis antorchas contribuyen a este volumen total de quema. 

Argentina tiene una intensidad relativamente alta, debido a los volúmenes de quema en antorcha asociados a cantidades muy pequeñas de producción, sobre todo en activos no explotados. 

Figura 16c: Intensidad de quema de ExxonMobil por país

Los países en los que ExxonMobil tiene la mayor producción de crudo y condensado, como Estados Unidos, Guyana y Kazajstán, tienen intensidades de combustión relativamente bajas. La intensidad media de combustión en antorcha es de 1,1^m3/bbl en los activos operados y no operados. Los países, como Nigeria, donde la intensidad supera la media se deben principalmente a los activos explotados. En Nigeria, Malasia, Argentina y Angola existe un gran potencial de reducción de la combustión en antorcha y de las emisiones asociadas a los activos explotados. 

Figura 16d: Intensidad de combustión de ExxonMobil frente a producción de crudo y condensado

Chevron 

Chevron produce la mayor parte de su crudo y condensado en Estados Unidos, principalmente a partir de activos operados en tierra y activos no operados en alta mar. El segundo país con mayor producción es Kazajstán, principalmente a partir de empresas conjuntas no operadas. 

Figura 17a: Producción de Chevron por países

El volumen total de quema de Chevron está dominado por la quema en dos países, Nigeria y Angola, con 14 y 13 activos de quema, respectivamente. En ambos países, la mayor parte de la quema se produce en activos operados.

Figura 17b: Quema de Chevron por país

La intensidad de la quema de Chevron es superior a la media del país en Arabia Saudí y Angola. En Nigeria, la intensidad de la quema de sus activos explotados es mucho mayor que la de sus activos no explotados. 

Figura 17c: Intensidad de combustión de Chevron por país

La intensidad de combustión de Chevron es la más alta en los activos explotados en Angola y Nigeria. La intensidad media de combustión de los activos de Chevron es de 1,2^m3/bbl. 

Figura 17d: Intensidad de combustión de Chevron frente a producción de crudo y condensado

BP

BP posee importantes activos no explotados en Irak, EAU, Noruega y Angola. En Azerbaiyán, Reino Unido y Estados Unidos (en tierra), la mayor parte de su producción procede de activos explotados. 

Figura 18a: Producción de BP por países

El volumen total de combustión de BP está dominado por Irak y Angola, que representaron más del 80% de la combustión ponderada por el capital de la empresa en 2023, todo ello procedente de activos no operados. En Angola, la quema se reparte entre 32 antorchas observadas, y BP participa en estos activos de producción a través de su empresa conjunta Azule Energy con Eni. En Irak, BP posee una participación no operativa en 14 activos de combustión, junto con los copropietarios Basra Oil Company (una NOC iraquí) y PetroChina. La empresa también tiene un importante volumen de combustión en activos explotados en Estados Unidos y Azerbaiyán. 

Figura 18b: Quema de BP por ^países9

BP tiene sus mayores intensidades de combustión en Irak y Angola, subestimando la combustión asociada a su producción. BP participa en un importante proyecto de captura de llamaradas tanto en Angola como en Irak, pero aun así, la quema sigue siendo muy alta en estos países^.xlviii En la medida en que la quema de estos activos no operados no se incluye en la quema del informe de sostenibilidad de la empresa, se subestima significativamente. 

Figura 18c: Intensidad de la quema de BP por país

Los países en los que BP produce más crudo y condensado son Irak, Angola, Azerbaiyán, Estados Unidos, EAU y Noruega. La intensidad de la combustión de BP es significativamente menor en otros países, como los EAU y Estados Unidos. Esto pone de relieve el potencial de reducción de la quema en sus activos de mayor intensidad. La intensidad global de combustión de BP es de 3^m3/bbl. 

Figura 18d: Intensidad de combustión de BP frente a producción de crudo y condensado

Shell

La cartera de Shell está dominada por importantes activos no explotados en Brasil, Omán, Kazajstán y el Reino Unido, y activos explotados en Estados Unidos y Nigeria. 

Figura 19a: Producción de Shell por país

Shell tiene los mayores volúmenes de combustión en Omán y Nigeria. En Brasil, Australia, Argentina, Brunei, Malasia, Siria, Reino Unido y Estados Unidos tiene cantidades menores, aunque considerables, de llamaradas en relación con su producción. En Brasil, las 16 llamaradas observadas atribuidas a Shell se producen en instalaciones gestionadas por Petrobras. 

Figura 19b: Quema de proyectiles por países

Shell tiene una intensidad de combustión significativamente alta en sus activos no operados de Nigeria, Omán y Malasia, así como en sus activos operados de Australia. La intensidad de la quema en China es desproporcionadamente alta porque sus activos en ese país producen muy poco crudo y condensado. 

Figura 19c: Intensidad de la quema de conchas por país

La intensidad media de combustión de Shell es de 1,2^m3/bbl. Aunque Shell no tiene mucha producción en Australia, la intensidad de sus activos operados es casi 10 veces superior a la media de la empresa. La mayor parte de la quema atribuida a Shell procede de sus activos no operados en Omán y de sus activos operados en Nigeria. 

Figura 19d: Intensidad de quema de Shell frente a producción de crudo y condensado

TotalEnergies

TotalEnergies tiene una importante producción de crudo y condensado en activos repartidos por el África subsahariana, Oriente Medio, África del Norte y Asia Central. Gran parte de esta producción procede de activos no operados, salvo notables excepciones en las que es el operador en Angola, Nigeria, Congo y Reino Unido. Nota: TotalEnergies produjo aproximadamente 2.000 millones de metros cúbicos de petróleo crudo y condensado en Rusia en 2023, pero esa producción, y la quema de esos activos, no se incluyen en estas cifras.

Figura 20a: Producción total de energía por país

Los mayores volúmenes de combustión por país se registran en Irak, Libia y Nigeria; los dos primeros son exclusivamente activos no explotados, mientras que el último se divide entre la combustión en activos explotados y no explotados. En Libia, todos los activos de quema atribuidos a TotalEnergies implican a la NOC libia como accionista mayoritario. 

Figura 20b: Quema total de energía por país

TotalEnergies tiene las mayores intensidades de combustión en Gabón, Congo, Irak, Argelia y Libia, que son predominantemente activos no explotados. En Gabón y Argentina, también tiene una intensidad de combustión notablemente alta en los activos explotados, que es más de tres veces superior a la media nacional. En Angola, la intensidad de la quema en los activos no explotados es más del doble de la media del país. 

Figura 20c: Intensidad de combustión de TotalEnergies por país

La intensidad media de la combustión de TotalEnergies es de 2,7^m3/bbl. La mayor parte de la quema observada por satélite procede de sus activos no operados en Irak y Libia, con intensidades de hasta 11,2 m3/bbl^-37 veces superior a la NZE de la AIE- y 8,7^m3/bbl respectivamente. 

Figura 20d: Intensidad de combustión de TotalEnergies frente a producción de crudo y condensado

ConocoPhillips

La mayor parte de la producción de ConocoPhillips se encuentra en Norteamérica y procede principalmente de activos explotados. Su producción es menor en activos no explotados de Oriente Medio, Norte de África y Asia.

Figura 21a: Producción de ConocoPhillips por países

La mayor parte de la quema atribuible a ConocoPhillips se produce en sus instalaciones terrestres en Estados Unidos y en sus activos no operados en Libia. En Libia, todos los activos de quema atribuidos a ConocoPhillips implican a la NOC libia como accionista mayoritario. 

Figura 21b: Quema de ConocoPhillips por país

Los activos de ConocoPhillips en Libia están quemando gas a un ritmo mucho mayor que en cualquier otro lugar de la cartera de la empresa, aproximadamente siete veces más que la media de la empresa. Sin embargo, estos activos tienen una intensidad inferior a la media de todas las empresas que operan en el país. 

Figura 21c: Intensidad de quema de ConocoPhillips por país

ConocoPhillips tiene una intensidad media de combustión de 1,4^m3/bbl, cuatro veces superior a la NZE de la AIE. 

Equinor

Equinor produce la mayor parte de su crudo y condensado en activos explotados en Noruega y tiene importantes participaciones en la producción de América y África. 

Figura 22a: Producción de Equinor por países

Equinor quema una cantidad significativa en numerosos países. Por volumen, la mayor parte se produce en sus activos no operados de Angola, seguidos de los de Noruega. Sonangol, la NOC angoleña, participa en los nueve activos de combustión atribuidos a Equinor en el país. 

Los activos de Equinor en Azerbaiyán también registran llamaradas, aunque todavía no estén produciendo. 

Figura 22b: Quema de Equinor por países

Los activos no operados de Equinor están quemando más que sus activos operados en términos relativos. La mayor intensidad de combustión se registra en los activos no explotados de Libia, seguidos de Argentina, Nigeria y Angola, pero se mantiene por debajo de la media de cada país, excepto en Argentina, donde la tasa de combustión de Equinor es aproximadamente igual a la media del país. 

Figura 22c: Intensidad de combustión de Equinor por país

Equinor tiene la menor intensidad de combustión, 0,6^m3/bbl, entre las diez CPI de este informe. Sin embargo, Equinor tiene una gran oportunidad de reducir la intensidad de la quema en sus activos no operados, especialmente en Angola, donde todos sus activos de quema son propiedad de una única empresa, Sonangol, que también se encarga de su explotación. 

Figura 22d: Intensidad de combustión de Equinor frente a producción de crudo y condensado

Eni

El mayor país de la cartera de producción de Eni es Irak, donde dirige un contrato de servicios técnicos con el operador, Basra Oil Company. En la mayoría de los demás países de producción, Eni es principalmente un socio no operador -Irak, Kazajstán, Angola, Libia y Egipto- o divide la producción entre activos operados y no operados, como en Argelia y Estados Unidos. 

Figura 23a: Producción de Eni por ^país3

Los volúmenes de combustión de Eni son mayores en tres países: Irak, Libia y Congo. En Angola, Egipto, Argelia y Nigeria se queman volúmenes de gas menores, aunque significativos.  

La gran cantidad de llamaradas detectadas en Irak se basa en 18 llamaradas en el yacimiento de Zubair. 

Figura 23b: Quema de Eni por ^país3

En Irak, Libia, Congo y Nigeria, la intensidad de la quema de Eni no sólo es alta, sino que supera la media nacional de cada país. En estos países, una parte importante de la quema en antorcha se produce en los activos explotados.  

La quema en Libia es especialmente significativa, ya que este país exporta petróleo y gas a Europa, por lo que los programas para reducirla podrían suponer directamente un mayor suministro de gas para Europa. 

Figura 23c: Intensidad de las quemas de Eni por ^país3

La intensidad de combustión de Eni en toda la empresa es de 8,2^m3/bbl, superior a la media mundial. Eni tiene grandes posibilidades de reducir su intensidad de combustión en los yacimientos que explota en Irak, Argelia y el Congo, donde tiene una producción considerable de crudo y condensado. Además, tienen intensidades de combustión significativamente altas en sus activos no operados en Libia, Egipto y Angola. En comparación con las otras CPI de este informe, Eni tiene la intensidad media de combustión más alta. 

Figura 23d: Intensidad de combustión de Eni frente a producción de crudo y ^condensado3

Occidental Petroleum

Occidental produce la mayor parte de su crudo y condensado en Estados Unidos y sólo tiene cantidades menores de producción en unos pocos países de Oriente Medio y el norte de África: Omán, Argelia, Qatar y EAU. 

Figura 24a: Producción occidental por países

La mayor quema de gas de la empresa se registra en Omán, donde explota todos sus activos, seguida de Argelia, donde su producción se divide entre activos explotados y no explotados. En Omán, se observaron un total de 14 antorchas en siete activos, todos ellos explotados por Occidental. En Argelia, de los cinco emplazamientos con antorchas atribuibles a la empresa, Occidental explota tres y Sonatrach (la NOC argelina) los otros dos.

Figura 24b: Quema occidental por país

Occidental tiene una elevada intensidad de combustión tanto en Omán como en Argelia. En Omán, su intensidad es superior a la media nacional del país, mientras que en Argelia es inferior a la media nacional. 

Figura 24c: Intensidad de combustión occidental por país

Occidental tiene una cantidad notable de producción de crudo en Omán procedente de activos explotados que tienen una intensidad aproximadamente 25 veces superior a la NZE de la AIE. 

Figura 24d: Intensidad de combustión de Occidental frente a producción de crudo y condensado

Repsol

Repsol opera o participa en activos de producción de petróleo en América, Europa y el norte de África. Fuera de Estados Unidos y Europa, la mayor parte de su producción tiene lugar en activos no operados.

Figura 25a: Producción de Repsol por países

Una parte importante de la quema atribuible a la empresa tiene lugar en Libia, el Reino Unido y Argelia. Todos ellos son importantes socios comerciales de la UE, por lo que la reducción de la quema podría aumentar directamente el suministro de gas europeo. La mayor parte de la quema atribuible a Repsol en Libia y Argelia procede de emplazamientos en los que está implicada la CPN de cada país.

Figura 25b: Quema de Repsol por país

Repsol tiene una elevada intensidad de combustión en el Reino Unido, Libia, Argelia y Bolivia. Su quema en el Reino Unido y Bolivia es particularmente notable porque está quemando más que la media de esos países. 

Figura 25c: Intensidad de combustión de Repsol por país

La intensidad de la combustión ajustada a los recursos propios de Repsol es de 3,0^m3/bbl. La mayor cantidad de combustión se produce en sus activos no operados de Argelia y Libia. Además, hay una cantidad significativa de combustión en sus activos operados en el Reino Unido.

Figura 25d: Intensidad de combustión de Repsol frente a producción de crudo y condensado

Tablas complementarias

Tabla S.1: Datos de combustión de la memoria de sostenibilidad de la empresa 

Empresa	Quema total	Abocardado de rutina	Unidades	Fuente
ExxonMobil	220	NR	MMcf/día	https://corporate.exxonmobil.com/sustainability-and-reports/metrics-and-data#Greenhousegasemissionsperformancedata
Chevron	60 (40)	NR	mil mmscf	https://www.chevron.com/-/media/shared-media/documents/2023-sustainability-performance-data.pdf (pg 7, emisiones operadas. pg 4, emisiones de equidad)
BP	861	NR	Kt	https://www.bp.com/content/dam/bp/business-sites/en/global/corporate/pdfs/sustainability/group-reports/bp-esg-datasheet-2023.pdf
Shell	0.7	0.1	Monte	https://reports.shell.com/sustainability-report/2023/achieving-net-zero-emissions/managing-greenhouse-gas-emissions/flaring.html
TotalEnergies	2.5	0.3	Mm3/día	https://totalenergies.com/system/files/documents/2024-03/totalenergies_sustainability-climate-2024-progress-report_2024_en_pdf.pdf (pg 100)
ConocoPhillips	21,867	13	MMcf	https://www.conocophillips.com/sustainability/performance-metrics/our-performance/
Equinor	182	23	Kt	https://sustainability.equinor.com/climate-tables
Eni	2.1	1.0	bcm	https://www.eni.com/content/dam/enicom/documents/eng/sustainability/2023/sustainability-performance/eni-for-2023-sustainability-performance-eng.pdf (pg 11 y 13)
Occidental Petroleum	15,415	3,736	MMscf	https://www.oxy.com/siteassets/documents/publications/2024-sustainability-report-web.pdf (pg 142)
Repsol	0.4		Monte	https://www.repsol.com/content/dam/repsol-corporate/en_gb/accionistas-e-inversores/informes-anuales/2023/integrated-management-report-2023.pdf (pg 76). Nota: La empresa indicó que este volumen de combustión en antorcha correspondía a toda la empresa, incluidas las instalaciones de refinado, químicas y otras instalaciones industriales. Indicó que el volumen de gas quemado de los activos explotados por E&P era de (116 Mm3) durante la correspondencia.

Tabla S.2: Quemaduras declaradas por la empresa en el Informe de Sostenibilidad y ZRF del Banco Mundial (unidades ^Mm3) 

Tabla S.3: Llamaradas comunicadas por las empresas comparadas con las detecciones de llamaradas por satélite 

Tabla S.4: Datos de producción, volumen de combustión e intensidad de combustión de las empresas (datos de las figuras 12a, 12b y 12c⁾³

Detalles de la metodología 

Este informe utiliza los volúmenes de combustión evaluados por el Banco Mundial, junto con los datos de ubicación de las instalaciones y las antorchas, para atribuir las antorchas a las empresas. En la medida en que los supuestos utilizados en la evaluación del Banco Mundial difieran de las condiciones locales o a nivel de activos, los niveles de combustión en antorcha pueden variar de lo que se presenta aquí. Es esencial comprender los factores que contribuyen a las diferentes intensidades de combustión en las distintas regiones. Las mayores concentraciones de gas en las reservas de petróleo y la falta de infraestructuras de utilización del gas pueden provocar un aumento de los volúmenes de gas quemado. Además, puede haber incertidumbres en la relación entre la radiancia detectada por VIIRS y el volumen de gas quemado debido a la variabilidad en la composición del gas y la eficiencia de la combustión, como se ha comentado anteriormente. Dado que estas variables pueden, en principio, presentar diferencias significativas entre regiones, esto podría crear variaciones en la precisión de los datos del Banco Mundial entre regiones. La relación entre la producción de petróleo, la relación gas/petróleo del yacimiento, las tasas de utilización del gas y la eficiencia de la combustión en antorcha contribuyen a las variaciones observadas en la quema en antorcha
en todo el mundo^.l Estos factores también pueden dar lugar a distintos enfoques para reducir la quema en antorcha en todo el mundo. A pesar de estas dificultades, en la mayoría de los casos se dispone de soluciones técnicas y económicas para reducir la cantidad de gas quemado en antorcha que se libera a la atmósfera. 

Fuentes de datos 

Banco Mundial Flare ^Datasetli 

El conjunto de datos sobre llamaradas del Banco Mundial, utilizado como una de las principales fuentes de datos para este informe, contiene, para el sector del petróleo y el gas, las coordenadas de las llamaradas y el volumen anual de llamaradas derivado de las observaciones espaciales VIIRS. El conjunto de datos sobre combustión en antorcha incluye la cantidad de combustión en antorcha observada cada año desde 2012 por cada una de las antorchas detectadas por el satélite en todo el mundo. Además, para cada llamarada, el Banco Mundial informa del nivel de la llamarada, el país, el tipo de yacimiento y la ubicación. Todas las antorchas de GNL se excluyeron de ambos conjuntos de datos para garantizar que el conjunto de datos final se centrara únicamente en las antorchas aguas arriba de 2022 y 2023. Para obtener más información sobre el conjunto de datos, consulte el Global Gas Flaring Tracker del Banco Mundial. 

Rystad Ucube ^Datasetlii

La base de datos Ucube de Rystad contiene datos detallados sobre el sector del petróleo y el gas, incluidos los datos de producción de cada yacimiento, la estimación de recursos y los detalles de propiedad, entre otros atributos. La plataforma UCube también proporciona las coordenadas de todos los yacimientos de petróleo y gas a nivel mundial. Este conjunto de datos se utilizó para identificar los nombres de los yacimientos y los propietarios de las antorchas publicadas por el Banco Mundial en su conjunto de datos Global Gas Flaring Tracker.  

Proceso 

Correspondencia geoespacial  

Se llevó a cabo un análisis geoespacial para emparejar cada llamarada observada en 2023 con un nombre de campo correspondiente utilizando el conjunto de datos sobre llamaradas de 2022 del Banco Mundial (el conjunto de datos de 2022 del Banco Mundial proporciona nombres de campo para las llamaradas observadas, pero el conjunto de datos de 2023 no, lo que hizo necesario este paso). Aproximadamente el 84% del volumen total de combustión en antorcha en este análisis (excluyendo Rusia y en tierra Estados Unidos) se emparejó con éxito utilizando el conjunto de datos de 2022 del Banco Mundial. Un 11% adicional del volumen de combustión se emparejó con un yacimiento a través de los datos de yacimientos de petróleo y gas disponibles públicamente. Finalmente, sólo el 5% del volumen total de combustión en antorcha quedó sin emparejar tras este análisis de proximidad. Los datos no emparejados no se atribuyeron a ninguna empresa, sino que se incluyeron en el total mundial. 

Identificación de activos  

Una vez asignados los nombres de los yacimientos a cada antorcha, se utilizó el conjunto de datos UCube de Rystad para identificar el activo de petróleo y gas más cercano asociado a cada antorcha en función de la similitud y la proximidad del nombre del yacimiento. Para identificar el yacimiento de petróleo y gas más cercano sólo se utilizaron los activos en producción de 2023; se excluyeron los activos etiquetados como "abandonados", "por descubrir" o "licencia" en UCube. Se aplicó una lógica de correspondencia aproximada para los nombres de los yacimientos combinada con criterios de proximidad, lo que dio como resultado que aproximadamente el 81% del volumen de combustión se correspondiera con el conjunto de datos de activos de Rystad utilizando nombres de yacimientos del Banco Mundial y el 10% se correspondiera utilizando nombres de yacimientos disponibles públicamente. Al 9% restante del volumen quemado no se le asignó ningún activo o dato de propiedad de Rystad debido a la insuficiencia de información. (Este 9% incluye el 5% del volumen quemado al que no se asignó un nombre de campo en el paso anterior de correspondencia geoespacial). Por consiguiente, las antorchas no emparejadas no se atribuyeron a ninguna empresa, sino que se incluyeron en el total global de antorchas. 

Proceso de validación 

El conjunto de datos se sometió a varios niveles de validación para identificar errores e incoherencias en las coincidencias resultantes. El proceso de validación garantizó que los activos de Rystad que coincidían con las antorchas tuvieran nombres coherentes y estuvieran próximos, según la evaluación realizada mediante software geoespacial. Se revisaron las coincidencias para confirmar que las antorchas estaban vinculadas a los activos de producción. Se hizo hincapié en mejorar la precisión de las correspondencias de las antorchas con los mayores volúmenes. Las antorchas observadas en Rusia y en tierra ( Estados Unidos ) se excluyeron del análisis, como ya se ha indicado. Se utilizaron los datos del GHGRP sobre combustión de la producción en tierra para el año 2022 para contabilizar la combustión en tierra de Estados Unidos , mientras que los datos del Banco Mundial se utilizaron para la combustión en alta mar de Estados Unidos . Rusia se excluyó de este análisis debido a la ausencia de participación de COI en el país. 

Propiedad y extracción de capital 

A partir del identificador único de activos de Rystad asignado a cada antorcha, se extrajeron los datos de propiedad y patrimonio para identificar a los propietarios de las antorchas en 2023. Los datos de propiedad y capital se utilizaron para calcular el quemado ajustado al capital multiplicando el porcentaje de capital de cada propietario por el volumen de antorcha correspondiente. La información sobre filiales facilitada por Rystad para los activos se asignó a las empresas matrices correspondientes. 

Datos de producción y cálculo de la intensidad  

Los datos de producción asociados a cada empresa se extrajeron del conjunto de datos Rystad UCube para calcular la intensidad. La fórmula para el cálculo de la intensidad utilizada en este informe es similar a la empleada por el Banco Mundial en el Global Gas Flaring Tracker, como se detalla a continuación. 

Notificación de la empresa 

Una vez realizados los cotejos finales de las llamaradas, enviamos un correo electrónico a los representantes de las 10 CPI destacadas en este informe, con un desglose de la cantidad de llamaradas que se les atribuía en cada país (y región subnacional), tanto para los activos operados como para los no operados. Cuando las COI verificaron las incoherencias en nuestros datos iniciales y fueron coherentes con nuestra metodología, ajustamos nuestro conjunto de datos para corregir cualquier problema. 

Referencias