La Unión Europea apenas cuenta con yacimientos de petróleo y gas, excepto los offshore del Mar del Norte y algunos en Rumanía; el holandés de Groninga, el mayor del continente, acaba de ser clausurado. Por ese motivo, se ha convertido en el mayor importador de gas natural del mundo: necesita comprar fuera el 83% del que utiliza. En 2023 trajo en barco un total de 120.000 millones de metros cúbicos de gas natural licuado; el resto, hasta los 400.000 millones que consumen los Veintisiete, le fue suministrado a través de gasoductos. El 21% de la electricidad y el 38% de la calefacción, tanto doméstica como industrial, se genera y funciona con gas.
Europeas son también algunas de las mayores petroleras y gasistas del mundo, cuyo negocio de extracción se extiende por África, Asia y América. Entre ellas se cuentan las españolas Repsol y Cepsa. La compañía presidida por Antonio Brufau es una de las 20 mayores compañías del sector. En 2022, además, encabezó el Íbex 35 en facturación –34.809 millones de euros–, espoleada por la guerra de Ucrania. La casi centenaria Cepsa, hoy propiedad de Mubadala Investment Company, el fondo soberano de Abu Dabi, y del fondo de inversión estadounidense The Carlyle Group, presume de ser la mayor petrolera europea que no cotiza en Bolsa.
Ambas compañías explotan yacimientos en Argelia, de donde procede el 5% del gas que compra Europa y el 42% del que adquiere España. Repsol posee también pozos en Libia y hasta 2021 los tuvo en Irak. En marzo de 2023 Cepsa vendió a la francesa TotalEnergies su negocio en Abu Dabi. Por lo que su negocio en la zona que comprende África del Norte y Oriente Próximo se limita ahora a sus cuatro yacimientos en el desierto argelino.
Es más, las dos españolas trabajan juntas, asociadas con la italiana ENI, la estadounidense Occidental Petroleum y la indonesia Pertamina, para extraer crudo en Ourhoud, el segundo mayor yacimiento de Argelia. Además, Repsol explota desde 2017 junto a la alemana Wintershall el yacimiento de gas Reggane Norte, así como los de Menzel Ledjmet Nord y El Merk junto con la indonesia Pertamina.
A su vez, Cepsa opera en solitario otros tres campos en medio del desierto: Rhoude El Khrouf, Bir El M’Sana y Timimoun II. En los yacimientos argelinos, las españolas comparten el negocio con la estatal Sonatrach, porque en el país norteafricano los hidrocarburos son propiedad del Estado, que licita y adjudica los contratos.
Sonatrach, un auténtico gigante del sector, figura como la undécima petrolera más grande del mundo y como la principal empresa de Argelia: de su actividad depende el 26% del PIB del país. También es la compañía que más gas ha quemado en sus yacimientos durante la última década. Una práctica que en inglés se llama flaring y que proporciona a los pozos de petróleo y gas esas características llamaradas constantes que adornan las antorchas en altura donde se produce la combustión. Se trata de un mecanismo utilizado como sistema de seguridad –aunque no únicamente por ese motivo– para aliviar la presión en las explotaciones. No sólo en los pozos donde se extraen tanto el crudo como el gas, también en las refinerías o en las plantas de regasificación, por ejemplo.
La quema en antorcha es muy contaminante. El gas natural –metano– debe salir del circuito, y puede hacerlo tal cual, directamente a la atmósfera, lo que se denomina venteo. Como se sabe, el metano es el principal gas de efecto invernadero: atrapa 84 veces más calor en la atmósfera que el dióxido de carbono (CO₂) durante 20 años. También puede quemarse, transformándolo en su mayor parte en CO₂. En ese caso se emite mucho menos metano, pero la combustión produce óxido nitroso, hollín, dióxido de azufre, compuestos orgánicos volátiles… todos ellos contaminantes perjudiciales para la salud humana –pueden provocar problemas respiratorios, cáncer y hasta partos prematuros–, la flora y la fauna.
De 2012 a 2022, Sonatrach quemó 97,26 billones de metros cúbicos de gas (bcm), lo que se tradujo en unas emisiones de 235 millones de toneladas de dióxido de carbono equivalente o CO₂e [el CO₂e es el resultado de multiplicar la masa de los gases de efecto invernadero por su potencial de calentamiento global, obteniendo así su valor equivalente en dióxido de carbono]. Así lo revela la investigación Burning Skies, conducida por la red de periodismo de investigación medioambiental EIF (Environmental Investigative Forum) junto con infoLibre y la red de medios European Investigative Collaborations (EIC), así como la plataforma de televisión libanesa Daraj Media, y los medios de investigación SourceMaterial (Reino Unido) y Oxpeckers Investigative Environmental Journalism (Sudáfrica). Utilizando datos geográficos y de satélite proporcionados por el Grupo de Observación de la Tierra del Payne Institute for Public Policy y la ONG medioambiental Skytruth, completados con una investigación en fuentes abiertas, Burning Skies ha vinculado miles de señales de combustión a más de 650 infraestructuras petrolíferas y de gas situadas en 18 países de África y Oriente Próximo. Así se han estimado las emisiones de 2012 a 2022, y atribuido a las empresas operadoras, por cada yacimiento petrolífero, planta de gas natural licuado (GNL) o refinería.
Esas cantidades convierten a Sonatrach en la primera empresa contaminante del norte de África y Oriente Próximo, incluso por delante de otros grandes como BP, ENI y Exxon. Daraj, socio de EIC en esta investigación, ha preguntado a Sonatrach por estas cifras, pero el gigante argelino no ha querido hacer ningún comentario.
A su vez, Argelia es el sexto país del mundo y el segundo país de la región donde más gas se quema en antorcha, con un total de 102,19 billones de metros cúbicos, que se convirtieron en 260,6 millones de toneladas de CO₂e en la última década. Representan el 20% de las emisiones de toda la región. En la zona sólo le gana Irak, con 158,63 bcm de gas quemado y unas emisiones de 400,4 millones de toneladas de CO₂e, de acuerdo con las estimaciones de Burning Skies.
Los números son aún más sangrantes si se tiene en cuenta que en Argelia la ley prohíbe la combustión rutinaria de gas en antorcha desde 2019, aunque ya en 2005 se habían aplicado restricciones, también al venteo. En teoría, sólo se puede quemar gas previa autorización, en determinados casos y con límites temporales. Desde 2019, además, se gravan con impuestos ambas prácticas: unos 90 dólares por cada 1.000 metros cúbicos quemados o venteados. La ley incluso prevé sanciones en caso de incumplimiento –750 dólares diarios–, pero no se sabe de que se haya impuesto nunca ninguna.
Un recurso desperdiciado
De esas cifras récord de gas quemado, una parte es responsabilidad de Repsol y Cepsa. En Argelia, las dos empresas españolas han emitido 2,7 millones de toneladas de CO₂e, tras arder 1,02 bcm de gas desde 2012 hasta 2022, según los análisis de EIC. En concreto, Repsol ha quemado 0,12 bcm, que se convirtieron en 0,3 millones de toneladas de CO₂e. Las cantidades de Cepsa son superiores: 0,94 bcm de gas combustionado y 2,4 millones de toneladas de CO₂e emitidas. Repsol comenzó a quemar en Ourhoud y Reggane Norte sólo en 2017. Curiosamente, el año en que más gas quemaron ambas compañías fue el último, 2022: los yacimientos de Cepsa doblaron combustión y emisiones respecto al año anterior, mientras que los de Repsol las multiplicaron por 28. Para hacerse una idea del volumen de gas que se vierte a la atmósfera, desperdiciando el recurso y contaminando el entorno, bastan un par de comparaciones. Los 0,2 billones de metros cúbicos de gas que ambas compañías quemaron en 2022 en Argelia equivalen al consumo de luz y calefacción de las viviendas de toda la provincia de Bizkaia en un año, de acuerdo con los datos publicados por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). Según el Instituto Vasco de Estadística (Eustat), en Bizkaia hay 563.000 viviendas.
Si las comparaciones se aplican a las cifras de toda la década, el billón de metros cúbicos de gas que Cepsa y Repsol quemaron en Argelia habría sido suficiente para cubrir durante un año el consumo de luz y calefacción de 2,5 millones de hogares españoles, a razón de una media de 400 metros cúbicos por vivienda. Ese es el número de hogares de toda la Comunidad de Madrid, según el censo de 2021 del Instituto de Estadística madrileño.
Finalmente, si lo que se comparan son las emisiones contaminantes, los 2,7 millones de toneladas de CO₂e expulsadas por Cepsa y Repsol en la última década en Argelia equivalen a las producidas por la industria y la construcción de toda España en un solo año, 2022, según recoge el Instituto Nacional de Estadística (INE) en sus Cuentas Ambientales. Pero también se acercan a las emisiones conjuntas anuales de las ciudades de Alicante y Castellón, que suman más de medio millón de habitantes, según los respectivos inventarios municipales de emisiones de gases de efecto invernadero. Y superan la cantidad de CO₂ generada por Sevilla y Zaragoza, que rozan, cada una, los 700.000 habitantes.
En España, Cepsa y Repsol también queman gas en antorcha. En sus refinerías. La decena de las que funcionan en el país emitieron en 2022 un total de 9,6 millones de toneladas de CO₂e, un 6% más que el año anterior, tal y como recoge la última edición del Inventario de Gases de Efecto Invernadero del Ministerio de Transición Ecológica. El informe otorga a estas emisiones una “relevancia significativa”.
Del total expulsado por las refinerías, 3,9 millones son “emisiones fugitivas”, generadas en la extracción o procesamiento del petróleo y el gas y que no se aprovechan. Estas han crecido nada menos que un 203% desde 1990, debido a que las refinerías procesan cada vez más crudo. De esos 3,9 millones de toneladas de CO₂e, el 7%, 0,27 millones, procedió de la quema en antorcha, según el inventario de Transición Ecológica. Es decir, todas las refinerías de España emiten casi la misma cantidad de CO₂e que Repsol desde las antorchas de sus dos yacimientos de Argelia. Repsol es la propietaria de cuatro de ellas y una quinta –Tarragona– la comparte al 50% con Cepsa, que a su vez posee otras tres. BP tiene una más, en Castellón.
¿Infradeclaración de emisiones?
Ambas petroleras –también la estatal Sonatrach– están adheridas a la iniciativa del Banco Mundial Zero Routine Flaring by 2030, que tiene como objetivo suprimir la quema de gas en antorcha para ese año. Por tanto, informan de sus emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en los informes de gestión que publican cada año, y de la parte de éstas que atribuyen tanto a la combustión de gas como al venteo.
En el informe de 2023, Repsol reconoce unas emisiones de 0,7 millones de toneladas de CO₂e procedentes de las antorchas de sus explotaciones en todo el mundo, cuatro veces más de las que produce mediante venteo. También cifra en 0,38 millones de toneladas la cantidad de gas que quemó ese año. Da más detalles en sus respuestas al cuestionario del Carbon Disclosure Project (CDP), que mide el impacto ambiental de las mayores empresas del mundo y que la compañía cuelga en su página web. Dice que la combustión en antorcha representa el 4% de sus emisiones de alcance 1 –las que se producen directamente en la actividad normal de la empresa–. Y que el 43% de ellas procede de los yacimientos de petróleo y gas, 0,24 millones de toneladas; el resto, de las refinerías.
Pero no desglosa sus emisiones por regiones. Sin embargo, de acuerdo con las estimaciones de EIF y EIC, sólo en Argelia las antorchas de los yacimientos en los que participa Repsol emitieron en 2022 casi una tercera parte de las producidas en todos los campos y refinerías que tiene repartidos por el mundo, si ésa fuera la cifra real de sus emisiones.
En el caso de Cepsa, su último informe anual reconoce unas emisiones mundiales de 0,07 millones de toneladas de CO₂e en 2022, muy lejos de las 0,3 millones de toneladas sólo en Argelia que resultan de las estimaciones de EIF y EIC. En 2023, la cifra es aún menor: 0,04 millones. En sus repuestas al cuestionario de CPD, Cepsa asegura que su quema de antorcha no es “relevante”, por lo que carece de un “objetivo cuantitativo específico” para reducir esa práctica industrial. Aun así, cifra en un 2,2% –la mitad que Repsol– la cuota que el flaring tiene en su cómputo total de emisiones de alcance 1 –directas– y 2 –las indirectas, generadas por la energía suministrada a la compañía–. Cepsa reconoce que en 2023 han aumentado precisamente esas emisiones porque ha crecido la actividad de sus refinerías. En las españolas, sus emisiones de alcance 1 el año pasado sumaron más de tres millones de toneladas de CO₂e, a las que añade 733.097 toneladas de sus plantas petroquímicas de Palos de la Frontera (Huelva) y Puente Mayorga (Cádiz).
A diferencia de Repsol, Cepsa sí desglosa sus emisiones por territorios. En Argelia sólo reconoce unas emisiones globales de alcance 1 de 84.800 toneladas de CO₂e y de 25.861 toneladas de alcance 2. Un total de 110.661 toneladas de CO₂e que proceden tanto de las antorchas como de fugas.
Las estimaciones realizadas por EIF y EIC, por tanto, confirman que las cifras de emisiones que facilitan las petroleras están infraestimadas.
Así, la BBC publicó en septiembre de 2022 una investigación basada en datos del Banco Mundial, que utiliza satélites para monitorizar las emisiones de gases de efecto invernadero de los pozos petrolíferos y de gas. Según sus indagaciones, las empresas no habían declarado casi 20 millones de toneladas de CO₂e procedentes de la quema de gas en antorchas en 2021. Las mismas emisiones, destacaba la televisión británica, que producen 4,4 millones de vehículos en un año.
Otra investigación, realizada por Environmental Defense Fund (EDF), una organización estadounidense de defensa del medio ambiente, reveló en 2021 que las empresas emiten 3,5 veces más metano de lo que comunican a la Agencia de Protección Ambiental del Gobierno de EEUU (EPA). Al menos las que trabajan en la Cuenca Pérmica, “el mayor campo petrolífero del mundo”, 222.739 kilómetros cuadrados entre el oeste de Texas y el sureste de Nuevo México. Para llegar a esa conclusión, utilizaron satélites y helicópteros con cámaras de infrarrojos. Y descubrieron que el 11% de las antorchas funcionaba mal: el 5% estaban apagadas y el resto no quemaban correctamente el gas. Casi el 60% fallaba más de una vez a la semana.
Es más, aunque las petroleras declaran que las antorchas queman el 98% del metano con el que se las alimenta, la investigación de EDF desveló que, en realidad, no ardía más que el 91%. Y no es una diferencia pequeña: una reducción de sólo un punto porcentual en la eficiencia de las teas se traduce en un aumento del 50% de las emisiones resultantes, asegura el Banco Mundial.
“En otros países del mundo, las antorchas son aún más ineficientes, queman por debajo del 91% del gas”, advierte Daniel Zavala-Araiza, investigador de EDF y de la Universidad de Utrecht. La industria, explica, asume ese 98% de eliminación del metano, pero si, además, “las teas se apagan, el flujo de metano se mantiene y las empresas no informan de las incidencias, las emisiones reales son altísimas”.
Repsol excluye Argelia de sus cálculos
infoLibre ha preguntado a Cepsa y Repsol por la discrepancia entre las cifras publicadas en sus informes anuales y los resultados de Burning Skies. Cepsa dice que no puede analizar los datos de la investigación de EIC, porque “desconoce” cuáles son sus fuentes –pese a que se le especificaron–. La empresa no ha respondido a las preguntas sobre cuestiones específicas que se le ha enviado y que se reproducen al final de esta información. Se limita a afirmar que cumple “con toda la normativa y regulaciones vigentes en los países que opera”. Y, en Argelia, en concreto, cumple con la ley relativa a actividades de hidrocarburos.
“Todas nuestras instalaciones cuentan con el preceptivo estudio de impacto ambiental conforme a los requerimientos legales exigidos por la normativa vigente de los respectivos países”, añade la petrolera. Cepsa sólo ofrece una explicación genérica de lo que eso significa: ”Identifica y caracteriza los valores naturales” de las zonas afectadas por la actividad de sus instalaciones, evalúa los potenciales impactos ambientales y establece “medidas preventivas y correctoras”.
Repsol, por su parte, sólo incluye en sus cálculos de emisiones los yacimientos en los que es operador, pero no aquéllos en los que tiene una participación accionarial. Ese “criterio operacional”, explica, “no es un cómputo de Repsol”, sino “una metodología reconocida por el GHG Protocol [elaborado por el Instituto de Recursos Mundiales y el Consejo Empresarial Mundial para el Desarrollo Sostenible] y ampliamente utilizada en el sector del petróleo y el gas”. De esta forma, excluye de su cómputo los yacimientos de Argelia –Reggane Norte, Menzel Ledjmet Nord, El Merk y Ourhoud– y Libia –El Sharara– en cuya propiedad participa junto con otras compañías públicas y privadas. Como aduce que su participación accionarial es minoritaria, Repsol argumenta que “es el operador el que tiene el control y, por tanto, el poder de decisión” sobre las medidas que deben tomarse para reducir la quema de gas en antorcha y las emisiones contaminantes. Eso sí, la petrolera declara su “compromiso” para “tratar de influir en las decisiones” de sus socios en los yacimientos donde no es el operador.
Sin embargo, en su página web Repsol publicita ampliamente su larga presencia en Argelia, un país que considera “estratégico”, así como los “proyectos de explotación” en los que “participa” la compañía: “La producción media de Repsol en Argelia en 2023 es de más de 60.000 barriles/día (el 2% de la producción neta global del grupo), de los que cerca del 60% es gas”.
De hecho, la petrolera española posee el 36% de Groupement Reggane Nord, el operador de Reggane Nord; el 35% de Ourhoud y el 32% de Akakus Oil Operations, operador del bloque NC-186 en El Sharara, en Libia, según aparece en su página web.
La extracción de petróleo y gas en el norte de África es sólo una pequeña parte del negocio tanto de Repsol y Cepsa. En la década que ha analizado EIC, la compañía de Brufau también ha explotado yacimientos en Estados Unidos, Reino Unido, Noruega –en el mar del Norte – Bolivia y Perú. En 2022 vendió los de Canadá y Ecuador, en 2021 los de Vietnam, Malasia e Irak. Según los datos de emisiones del Banco Mundial, donde más gas ha quemado Repsol en esa década ha sido en Malasia –1,7 bcm–, tal y como reconoce además en sus respuestas al cuestionario de CDP, seguido de sus pozos en aguas británicas del Mar del Norte –1,6 bcm–. Finalmente, entre 2012 y 2018, quemó 0,03 bcm de gas en Casablanca, la única plataforma petrolífera de España, situada en la costa de Tarragona.
Cepsa también tiene yacimientos en Malasia, donde quemó 0,8 bcm de gas en la década, además de Tailandia, según recoge la estadística del Banco Mundial. A partir de 2022 ha vendido explotaciones en Abu Dabi, Colombia y Perú.
La reducción de las antorchas, estancada o en retroceso
Pese a las iniciativas internacionales y las promesas de los gobiernos y las compañías adheridos a ellas, la quema de gas en antorcha no se ha reducido de forma significativa en los últimos 10 años, tal y como reconoce IOGP (International Association of Oil & Gas Producers), la asociación que reúne a las principales petroleras del mundo. De hecho, en 2023 el flaring creció un 7% respecto al año anterior, alcanzando los 148 billones de metros cúbicos, de acuerdo con los cálculos del Banco Mundial publicados en su más reciente informe de seguimiento. Además, se trata del mayor volumen de los últimos cinco años. Lo que se traduce en unas emisiones contaminantes de 381 millones de toneladas de CO₂e. El Banco Mundial también admite que la reducción de la quema en antorcha “se ha estancado en la última década”.
Sin embargo, empresas como Repsol prometen reducir esta práctica contaminante –y antieconómica– en un 50% en 2025 respecto a 2018 y suprimirla por completo en 2030. La IOGP culpa a “la falta de infraestructuras, la distancia a los mercados, las limitaciones de la inversión de capital y la ausencia de un marco reglamentario eficaz y efectivo” del escaso brío con que las petroleras se dedican a acabar con las antorchas y a aprovechar el gas que ahora se despilfarra.
Por el contrario, la Agencia Internacional de la Energía (AIE), sostiene que el 40% de las emisiones de metano podría evitarse “sin ningún coste neto”, porque el coste de las medidas de reducción es inferior al valor de mercado del gas natural. En precios máximos, además, desde la invasión rusa de Ucrania. Según sus cálculos, harían falta 100.000 millones de dólares hasta 2030 para recortar las emisiones de metano, menos del 3% de los ingresos netos obtenidos por la industria del petróleo y el gas en 2022.
Porque la tecnología para acabar con la quema en antorcha existe, explican a infoLibre los expertos consultados. Aun así, la reutilización del gas que ahora arde en las teas “no es sencilla”, precisa José Antonio García Fernández, profesor de Ingeniería Química de la Escuela de Ingeniería de Bilbao. “El caudal que llega a la antorcha es variable, por lo que no resulta manejable, hace falta un caudal constante para su aprovechamiento energético, para producir electricidad o para su consumo”, explica. De forma que habría que cambiar los procesos para reducir las emisiones variables de gases combustibles. Tratándose de un mecanismo de seguridad, apunta, “si hay un problema en la planta, la única forma sencilla de solucionarlo es enviar el gas a la antorcha”.
No sólo es lo más fácil. Ocurre también que el gas asociado a la extracción de petróleo es un recurso que no interesa –sólo interesa el crudo– y se quema. Fue lo que desveló la investigación emprendida en 2022 por el equipo de Luis Guanter, catedrático de Física Aplicada en la Universitat Politècnica de València y experto en el uso de satélites para detectar y medir las emisiones de metano. Descubrieron que la estatal Pemex quemaba sistemáticamente el gas en una plataforma de la costa de Campeche, en el Golfo de México, a razón de 100 toneladas por hora.
La combustión rutinaria de gas quedó al descubierto gracias al apagón que sufrieron las antorchas de ese yacimiento durante 17 días en diciembre de 2021. Los satélites detectaron entonces las emisiones de metano que se liberaban directamente a la atmósfera desde las teas, inactivas quizá por una avería en las instalaciones. La cantidad de gas fue tal que, sólo en esos 17 días, se expulsó a la atmósfera el equivalente al 3% de las emisiones anuales de México.
Soluciones genéricas, impuestos en Noruega
En su informe anual, Repsol dice que está “buscando soluciones viables técnica y económicamente para minimizar la quema rutinaria de gas cuanto antes”. Pero en la encuesta de CDP explica que la reducción conseguida en el último año se debe, principalmente, a que ha vendido los yacimientos más intensivos en flaring, en Malasia y Ecuador. Es decir, ya no están en su inventario… pero siguen contaminando en el de la malaya Hibiscus Petroleum y la canadiense New Stratus Energy.
Este periódico ha preguntado a ambas petroleras por las medidas que están adoptando para reducir la quema de gas en antorcha. Repsol asegura que ya ha alcanzado, antes de la fecha prevista –2025–, la reducción prometida de flaring en un 50% respecto a 2018. Y, a fin de llegar al nivel cero de emisiones para 2030, dice que buscará “soluciones para medir de forma más precisa” las emisiones –con drones y avionetas– y separar las quemas rutinarias de las que no lo son. También para reutilizar el gas y generar calor o electricidad en el propio campo, reinyectarlo o darle una salida comercial. La petrolera no contestó a infoLibre qué porcentaje de sus quemas son rutinarias, pero según las estadísticas del Banco Mundial, éstas superan el 57%. Una cifra muy alejada del 1,7% declarado por BP o del 17,5% de TotalEnergies.
Pese a sus buenas intenciones sobre el papel, la petrolera española fue multada en diciembre de 2023 por la North Sea Transition Authority (NSTA) con la mayor sanción que el organismo había impuesto hasta ese momento, 160.000 libras –191.530 euros–, por quemar y ventear 73 toneladas de gas sin permiso en Fulmar, en el Mar del Norte.
Por lo que respecta a sus refinerías en España, Repsol dice haber instalado “uno o más compresores de recuperación de gas para reutilizarlo como combustible”. Y Cepsa menciona que tiene tres proyectos para “maximizar la recuperación de energía y minimizar la cantidad de gas que se quema”, pero no precisa más. También asegura que ha reducido 15.000 toneladas de CO₂ por refinería con las medidas que ha puesto en marcha.
En otros países, como en Congo, se está reconduciendo el gas asociado a la extracción del petróleo para alimentar centrales eléctricas, asegura la IOGP, mientras Petronas captura ahora el gas que antes ardía en sus campos offshore en Indonesia. En Argelia, el Banco Mundial elogia la reducción del 5% conseguida en 2023, la mayor de todos los países, y que atribuye a los proyectos de recuperación de gas puestos en marcha en el campo de Hassi Messaoud, el mayor del país, así como en otros de Tiguentourine, Ohanet y Tin-Fouye-Tabankart.
El enfoque de Noruega es distinto. Desde los años 90 grava con impuestos a las empresas que operan en el mar del Norte y queman o ventean gas: 65,35 euros por tonelada de CO₂ quemada y 1,17 euros por metro cúbico venteado o emitido. Con semejante desincentivo económico, la quema en antorcha de gas de Noruega equivale ahora al 5% de las emisiones de gases de efecto invernadero en las plataformas del Mar del Norte, mientras que la del Reino Unido en la misma zona representa el 25%, según denuncia el Institute for Energy Economics and Financial Analysis. Cinco veces más, por tanto, pese a que los campos offshore británicos producen la mitad de barriles de petróleo que los noruegos.
La UE prohíbe la quema de gas en su territorio
En noviembre de 2023, el Consejo Europeo y el Parlamento Europeo acordaron un reglamento de emisiones de metano en el sector energético que prohíbe tanto la quema como el venteo rutinarios de gas desde el mismo momento en que entre en vigor. Pero no prohíbe las importaciones de gas o petróleo que se hayan producido superando determinados límites de emisiones. Sí que establece que, a partir de enero de 2027, sólo se puedan firmar contratos de suministro si el combustible fósil se ha extraído fuera de la UE cumpliendo los mismos requisitos de medición y control de emisiones impuestos a las empresas europeas.
El problema es que el reglamento no fija ningun límite de emisiones ni de intensidad de metano en la producción del gas y el petróleo. La Comisión lo hará más adelante y las empresas no tendrán que cumplirlo hasta 2030. Estados Unidos, en cambio, sí lo ha hecho ya, recuerda Daniel Zavala-Araiza, y ese límite, apunta, puede servir de referencia para la UE.
“Es insuficiente”, critica el reglamento Marina Gros, de Ecologistas en Acción. No sólo porque no fije un objetivo concreto de reducción de emisiones, añade, sino porque tampoco contempla una estrategia para el abandono de los combustibles fósiles. Es más, Gros advierte de que establece plazos demasiado dilatados: hasta 2026 no habrá una base de datos común sobre emisiones, hasta 2028 las empresas no estarán obligadas a informar de la intensidad de metano de su producción y hasta 2030 no tendrán que demostrar que cumplen con ese límite de emisiones.
Ecologistas en Acción también considera “débiles” las sanciones a las petroleras incumplidoras, que se dejan a la elección de los Estados miembros. Sólo se especifica que las multas deberán ser “efectivas, proporcionadas y disuasorias”. Y censura que el reglamento no amplíe a las importaciones las medidas que sí deben cumplir las empresas en la UE sobre la quema en antorcha y el venteno, así como sobre detección y reparación de fugas.
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Zavala-Araiza, en cambio, defiende un “sano escepticismo” sobre la eficacia del reglamento. “Por primera vez habrá datos reales, recogidos de forma independiente, gracias a los satélites y no proporcionados por la industria, que permitirán poner metas claras de reducción de emisiones”, asegura el investigador. A su juicio, se trata de una “revolución de datos”, necesaria para abordar la emergencia climática.
El investigador de EDF elogia que la UE esté “demostrando liderazgo” y “mandando señales” a otros mercados, como el asiático, al utilizar su poder de compra como primer importador mundial: “Es un cambio de paradigma”.
Al tiempo, alaba los impuestos disuasorios aprobados por Estados Unidos y Noruega. “Supone un cambio de mentalidad: los productores [de petróleo y gas] ya no miden en metros cúbicos, sino en dólares o coronas”.
infoLibre envió a Repsol y Cepsa dos tandas de preguntas explicando que, junto con la red de medios European Investigative Collaborations (EIC), Environmental Investigative Forum (EIF), Oxpeckers, Daraj Media y SourceMaterial habíamos analizado las emisiones de la quema de gas en antorcha en 18 países de África y Oriente Próximo: Argelia, Angola, Camerún, Chad, República del Congo, Egipto, Guinea Ecuatorial, Gabón, Ghana, Irak, Costa de Marfil, Mozambique, Nigeria, Omán, Qatar, Sudáfrica, Túnez y Emiratos Árabes Unidos. También les explicamos nuestra metodología: hemos cruzado los datos sobre emisiones de flaring publicados por Skytruth (https://skytruth.org) con mapas de concesiones de petróleo y gas. De este modo, estimamos las emisiones anuales de cada uno de los activos upstream y downstream, –tanto de yacimientos de petróleo y gas como de refinerías, plantas de licuefacción de GNL, etcétera– situados en esos 18 países. Así hemos estimado las emisiones producidas por la quema de gas en antorcha, entre 2012 y 2022, de cada uno de los activos en los que Repsol es accionista y Cepsa opera en Argelia.
Estas son las preguntas enviadas a Repsol:
1.- Según nuestro análisis, en los campos de Orhoud y Reggane, en Argelia, se emitieron 0,3 millones de tm CO2e de 2017 a 2022 quemando 0,12 bcm de gas en antorcha. ¿Tiene algún comentario al respecto de estas cifras?
2.- Según nuestro análisis, sólo en 2022 se quemaron en esos dos campos un total de 0,08 toneladas, emitiendo 0,2 toneladas de CO2e, 28 veces más que el año anterior. ¿A qué se debe este aumento?
3.- Según consta en su último informe anual, Repsol emitió 0,7 millones de tm de CO2e en 2023 procedentes de la quema de gas en antorcha en sus instalaciones en todo el mundo. ¿Cuánto gas quema Repsol en los dos campos de petróleo y gas antes mencionados y cuántas toneladas de Co2 equivalente emite? ¿Y en sus yacimientos en Libia? ¿Cuánto gas quema y cuánto CO2e emite en sus refinerías en España?
4.- En vuestra respuesta [a nuestra primera serie de preguntas], aseguráis que Repsol no es operador en ningún yacimiento de Argelia, sólo “socio minoritario” de los consorcios que los explotan. Sin embargo, en su página web Repsol publicita ampliamente su larga presencia en ese país, que considera “estratégico”, así como los “proyectos de explotación” en los que “participa” la compañía: “La producción media de Repsol en Argelia en 2023 es de más de 60.000 Bpe/día (el 2% de la producción neta global del Grupo), de los que cerca del 60% es gas”.
De hecho, posee el 36% de Groupement Reggane Nord, el operador de Reggane Nord. Según nuestros análisis, ese yacimiento emitió entre 2017 y 2022 un total de 91.046 toneladas de CO2e. En Ourhoud, donde cuenta con una participación del 35%, se emitieron 210.352 toneladas de CO2e sólo en el año 2022. Por tanto, en los yacimientos que Repsol posee (aunque sea sólo parcialmente) en Argelia se emitieron en esos años casi 301.400 toneladas de CO2e. Aun considerando que a Repsol le correspondiera un tercio de esas emisiones (según su participación accionarial), con su método de cálculo (criterio operacional), esas emisiones quedan fuera del cómputo global que ofrecen. Es decir, Repsol no emitiría en Argelia, de donde procede el 2% de su producción neta global, ni un gramo de CO2e por la quema de gas en antorcha. ¿No pone eso en duda su método de cálculo de emisiones? Es decir, Repsol está infraestimando las emisiones reales de sus explotaciones. ¿Tiene algún comentario al respecto?
5.- En 2023 Repsol ha aumentado su negocio en Argelia, ampliando su participación en Reganne y la extracción de gas en MLN y EMK (bloque 405). Por tanto, ha aumentado la producción. ¿También la quema de gas en antorcha?
6.- Con respecto a Libia: según vuestra página web, Repsol es operador del bloque NC-186 en El Sharara, “con una participación del 32% junto con la Compañía Nacional de Petróleo de Libia y tres empresas europeas: OMV (Austria). TotalEnergies (Francia) y Equinor (Noruega)”. Libia, destaca la empresa, es “uno de los países más destacados para la estrategia de crecimiento de Repsol”. ¿Cuáles son las emisiones de flaring en Al Sharara? ¿No deberían estar incluidas en el cómputo global de emisiones de Repsol?
7.- ¿Podéis dar una cifra absoluta y/o porcentual de cuántas de las emisiones en Argelia y Libia proceden de quemas de gas en antorcha rutinarias y cuántas no? En la encuesta del Carbon Disclosure Project (CDP), Repsol asegura que, tras adherirse en junio de 2016 a la iniciativa Zero Routine Flaring (ZRF) by 2030 del Banco Mundial, segregó el inventario de emisiones procedentes del flaring en rutinarias y no rutinarias. De los 0,7 millones de tm de CO2e emitidas en 2023 que Repsol reconoce para todas sus instalaciones en todo el mundo, ¿qué porcentaje son rutinarias y qué porcentaje no lo son?
8.- La quema rutinaria en antorcha está prohibida en Argelia por ley desde 2019. Sin embargo, en los yacimientos citados se utiliza este mecanismo. Las autoridades pueden emitir permisos de quema rutinaria con carácter “excepcional” y por un “periodo limitado”. ¿Cuentan los campos de Orhoud y Reganne de las necesarias autorizaciones para quemar gas? ¿Cuándo fueron concedidas y por qué periodos? ¿Basándose en qué circunstancias?
9.- En su informe anual, Repsol “se compromete a buscar soluciones viables técnica y económicamente para minimizar la quema rutinaria de gas en antorcha cuanto antes”. ¿Cómo las está buscando? ¿Qué soluciones técnicas son ésas para los campos de petróleo y gas? ¿Cuáles para las refinerías? ¿Qué medidas concretas se están tomando en los campos de Argelia para reducir la quema de gas en antorcha? ¿Y en Libia?
10.- Repsol se ha comprometido a conseguir en 2025 una reducción del 50% en la quema rutinaria de gas respecto a 2018 ¿Cuánto se ha reducido hasta el momento? En su informe anual dice que sus volúmenes han disminuido sólo “ligeramente” de 2023 a 2022. ¿Cuánto? ¿Por qué tan poco? ¿Es viable cumplir con ese 50% de reducción prometido?
11.- En la encuesta del Carbon Disclosure Project (CDP) Repsol asegura que ha reducido la quema en antorcha al vender los activos más “intensivos en flaring”, que son los que tenía en Malasia y Ecuador. Por tanto, no parece que se haya reducido esta práctica en el resto de los yacimientos e instalaciones. ¿Tiene algún comentario al respecto?
12.- ¿Cuál es el presupuesto que tiene Repsol para sus medidas de reducción del flaring en sus yacimientos y refinerías?
13.- The North Sea Transition Authority (NSTA) multó a Repsol en diciembre de 2023 con la mayor sanción que había impuesto hasta ese momento, 160.000 libras, por quemar y ventear 73 toneladas de gas sin permiso en Fulmar, en el Mar del Norte. ¿Quemar gas sin permiso no es un incumplimiento de sus compromisos con la iniciativa Zero Routine Flaring by 2030 del Banco Mundial de reducir las emisiones? ¿Le han impuesto a Repsol más sanciones por incumplir las normas sobre flaring en otros países?
14.- ¿Ha evaluado los efectos de la quema de gas en antorcha en el entorno de sus yacimientos? Berkine está cerca del parque nacional tunecino de Sanghr Jabbess y en su informe anual ustedes reconocen que la quema de gas tiene un impacto “medio” en la fauna del entorno de este tipo de operaciones.
15.- El reglamento de la UE sobre emisiones de metano que entrará en vigor este mismo año prohibirá la quema rutinaria en antorcha de forma inmediata. ¿Cómo afronta Repsol esa prohibición, qué medidas va a tomar para cumplirla?
Y éstas son las preguntas enviadas a Cepsa:
1.- Según nuestro análisis, Cepsa emitió 2,4 millones de toneladas CO2e en Argelia (2012-22) quemando gas en antorcha en los cuatro pozos que explota. ¿Tiene algún comentario al respecto de estas cifras?
2.- Según nuestro análisis, en 2022 Cepsa emitió en Argelia 0,3 millones de toneladas de CO2e tras quemar 0,12 bcm en antorcha. Esa cantidad es muy superior a las 0,07 toneladas de CO2e que declara haber emitido en todo el mundo ese año, según consta en su informe anual. En sus respuestas a la encuesta del Carbon Disclosure Project (CDP), Cepsa declara unas emisiones procedentes del flaring en todo el mundo por encima de esa cantidad pero, aun así, de sólo 107.746 toneladas de CO2e. Es decir, una tercera parte de lo que emite sólo en Argelia. ¿Está infraestimando Cepsa el volumen de sus emisiones procedentes del flaring? ¿Tiene algún comentario al respecto?
3.- En cualquier caso, el volumen global de emisiones de flaring creció un 8,6% en 2023 (hasta las 117.039 toneladas) respecto al año anterior, según las cifras aportadas por Cepsa al CDP. ¿Cómo se explica este aumento?
4.- ¿Podéis dar una cifra absoluta y/o porcentual de cuántas de las emisiones en Argelia proceden de quemas de gas en antorcha rutinarias y cuántas de no rutinarias? ¿Y en los yacimientos y refinerías de Cepsa en el resto del mundo?
5.- La quema rutinaria en antorcha está prohibida en Argelia por ley desde 2019. Sin embargo, Cepsa utiliza este mecanismo. Las autoridades pueden emitir permisos de quema rutinaria con carácter “excepcional” y por un “periodo limitado”. ¿Cuentan los campos explotados por Cepsa con las necesarias autorizaciones para quemar gas? ¿Cuándo fueron concedidas y por qué periodos? ¿Basándose en qué circunstancias?
6.- En la encuesta del CDP, Cepsa dice que no tienen objetivos cuantitativos específicos de reducción de flaring porque su quema de gas en antorcha no es relevante; no obstante, también dice que el flaring se ha incluido en su objetivo de emisiones netas. ¿Consideran irrelevantes unas emisiones de 0,3 millones de toneladas de CO2e?
7.- También dice Cepsa en esa encuesta que tiene tres proyectos sobre recuperación de energía y de gas como combustible para “maximizar la recuperación de energía y reducir la cantidad de gas” que se quema. ¿Cuáles son esos tres proyectos y en qué consisten? ¿Están ya en marcha?
8.- ¿Qué medidas concretas se están tomando en los campos de Argelia para reducir la quema de gas en antorcha? ¿Y en las refinerías españolas? ¿Y en el resto de sus instalaciones en otros países del mundo?
9. - ¿Cuál es el presupuesto que tiene Repsol para sus medidas de reducción del flaring en sus yacimientos y refinerías?
10.- ¿Qué reducción se ha conseguido con las medidas adoptadas? Cepsa se ha adherido a la Zero Routine Flaring by 2030 del Banco Mundial, de forma que en ese año deberán haber reducido a cero sus emisiones. ¿Cómo va a hacerlo?
11.- El reglamento de la UE sobre emisiones de metano que entrará en vigor este mismo año prohibirá la quema rutinaria en antorcha de forma inmediata. ¿Cómo afronta Cepsa esa prohibición, qué medidas va a tomar para cumplirla?
12.- Como explica la empresa en su informe anual, el campo de BMS está a unos 20 kilómetros del Parque Nacional Sanghr Jabbess. ¿Ha evaluado los efectos de la quema de gas en antorcha en el entorno de los campos? ¿Qué impacto tiene su actividad en la fauna y flora de esa zona próxima?
13.- Sus yacimientos en Colombia y Perú están más cerca aún de parques nacionales y reservas naturales. ¿Ha evaluado Cepsa los efectos de la quema de gas en antorcha en el entorno de los campos? ¿Qué impacto tiene su actividad en la fauna y flora de esa zona próxima?