Petroleras que operan en el país agilizarán sus planes de sustentabilidad y políticas ambientales para lograr una mayor eficiencia energética, aminorar su impacto en el ambiente y reducir sus costos.

A nivel global las grandes compañías como Shell, ExxonMobil, Chevron, Total Energies achican sus inversiones en materia de producción de gas y petróleo, situación que se refleja en menor medida en el plano local, donde los anuncios de inversiones son celebrados y entendidos como indicios de reactivación de una industria en la que el Gobierno deposita amplias expectativas por su potencial capacidad de ingreso de divisas.

YPF, Vista Oil&Gas, Tecpetrol, Pluspetrol y Pampa Energía pretenden alcanzar mejores cifras en términos de producción y en el impacto en el ambiente. Para ello, buscan hacerse con tecnología más avanzada que les permitan ser más eficientes en la operación, pensar en alternativas que hagan que el gas venteado registre una baja, mejorar las prácticas de seguridad, minimizar derrames ambientales, reducir el consumo de agua y preservar la biodiversidad de los territorios en los que ellas operan.

YPF se puso como meta reducir en un 10% la intensidad de las emisiones de CO2 equivalente para 2023 y alcanzar una mejora del 10% en cuanto a eficiencia energética y del 70% en la producción de combustibles bajos en azufre, también para 2023. Desde la compañía que preside Pablo González se hace hincapié en que el gas el combustible de la transición que hará las veces de puente entre los combustibles fósiles más nocivos para el ambiente y las energías limpias.

En cuanto a acciones vinculadas a la eficiencia energética, en el Upstream, durante 2020, YPF asegura haber realizado “más de 100 revisiones energéticas, que incluyeron la detección de brechas, el diseño de líneas de base y la actualización de controles operativos. También se generaron manuales de eficiencia y diagnóstico energético, así como cursos en línea sobre estas materias”, además de las instalación de unidades de recuperación de vapor, y se optimizaron los sistemas de calefacción, compresión e inyección.

A su vez, destacan “el proyecto piloto implementado en los equipos de perforación no convencional para reemplazar el uso de combustible líquido por GNL producido a partir del gas que se captura durante las pruebas de pozos”.

Para ello, se utilizan equipos de licuefacción modulares y transportables que captan el gas de los pozos en ensayo y reducen su volumen. Ese GNL se transporta en contenedores y cisternas criogénicas hasta los puntos de consumo, donde puede ser entregado en forma líquida, “por ejemplo, para camiones que funcionan con este combustible— o gaseosa, para clientes industriales”.

Desde 2018, implementan “un proyecto de captura de gas natural proveniente de venteos y pozos aislados para producir GNL que, al poseer un volumen 600 veces menor, puede ser transportado en forma más eficiente desde lugares aislados”.

En referencia al venteo de gas, YPF señaló al portal Energía Online que las medidas a tomar pasan por la obtención de datos de mejor calidad, a partir de la actualización de metodologías de cálculo y mapeo del flujo de emisiones de metano, en programas de detección y mitigación de fugas. A la par, la compañía está trabajando en “la construcción de infraestructura y adecuación de instalaciones (plantas y ductos)”.

Respecto al segmento de Downstream, en 2020, YPF renovó las unidades de procesamiento en Luján de Cuyo y La Plata. “En este último complejo, además, comenzó a operar una nueva planta de cogeneración eléctrica (89 MW) que permitirá trabajar en isla, volcar excedentes al sistema interconectado y contar con una provisión más eficiente de vapor para la refinería”. De esta manera, en vez de producirlo mediante quema de gas, se genera de los gases de escape de la turbina que produce electricidad.

Por otra parte, YPF Luz estima hacer una inversión cercana a los 3.000 millones de dólares en energía eléctrica y renovables para los próximos cinco años, cifra que representaría doce veces la inversión realizada en el parque eólico Los Teros, recientemente inaugurado en Azul, que contará con poco más de 800 GWh al año de capacidad.

Por su parte, Vista Oil&Gas asegura haber reducido sus emisiones de GEI en 29.692 (Tn CO2 eq), entre 2019 y 2020, al haber pasado de 446.392 toneladas a 416.700 toneladas. La compañía de Miguel Galuccio espera haber logrado una merma de 30% en la intensidad de emisiones. En la primera línea de los compromisos establecidos por la empresa para este año continuar disminuyendo la quema de gas al mínimo posible.

En esta línea, Vista, en su último reporte de sustentabilidad, señala que busca adherir a la iniciativa Zero Routine Gas Flaring by 2030, programa del Banco Mundial a partir del cual se comprometerán a reportar públicamente el volumen de quema de gas de rutina y su evolución, en forma anual. Adelantaron que, en Bajada del Palo Oeste, han optimizado el transporte del agua a través de tuberías flexibles, con lo que se reduce la huella de carbono que produce el transporte por camión. “Nuestra solución para el agua ha ahorrado, a diciembre 2020, más de 50.000 viajes de camiones a la locación del pozo”.

En el caso de Tecpetrol, que cuenta con producción de petróleo y gas en Argentina, Ecuador, México y Colombia, en los que suma más de 750 pozos productivos, entre 2018 y 2019, ha logrado una baja en sus emisiones de GEI del 0,8%, pero en sus planes a futuro, la petrolera de Techint no especifica en qué volumen espera reducir su emisión de gases.

Al igual que Vista, hacen hincapié en el afán de reducir el consumo de agua y avanzar en su reutilización a modo de reinyección para la estimulación hidráulica. “En Fortín de Piedra identificamos una reducción de la intensidad de consumo de agua de 0,87 m3 por m3 de producción equivalente, a 0,30 m3/m3 producción equivalente debido al menor uso en operaciones no convencionales”.