El futuro es ahora: cómo las empresas de petróleo y gas pueden descarbonizar

14/4/2021 El futuro del petróleo y el gas es ahora: cómo las empresas pueden descarbonizar | McKinsey
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Gas de petróleo
A medida que aumenta la presión para actuar sobre el cambio climático,
la industria debería considerar una variedad de opciones.
Si el mundo va a acercarse a cumplir sus objetivos de cambio climático, la industria del
petróleo y el gas (O&G) tendrá que desempeñar un papel importante (Grá co 1). Las
operaciones de la industria representan el 9 por ciento de todas las emisiones de gases
de efecto invernadero (GEI) de origen humano. Además, produce los combustibles que
crean otro 33 por ciento de las emisiones globales (Anexo 2).
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El futuro es ahora: cómo las empresas de petróleo y gas
El futuro es ahora: cómo las empresas de petróleo y gas
pueden descarbonizar
pueden descarbonizar
7 de enero de 2020
7 de enero de 2020 |
| Artículo
Artículo
Por Chantal Beck, Sahar Rashidbeigi, Occo Roelofsen y Eveline Speelman

Exhibición 1

Varias tendencias están centrando las mentes de los ejecutivos de la industria. Una es que
los inversores están presionando a las empresas para que revelen datos consistentes,
comparables y con ables. Los accionistas activistas, por ejemplo, están desa ando a las
grandes petroleras estadounidenses y europeas en sus políticas climáticas y planes de
reducción de emisiones. Los inversores también son cada vez más conscientes de los
problemas medioambientales. En los cinco mercados examinados por la Alianza Global de
Inversiones Sostenibles (Australia y Nueva Zelanda, Canadá, Europa, Japón y Estados
Unidos), las inversiones sostenibles alcanzaron activos por 30,7 billones de dólares a
principios de 2018, un tercio de la inversión total. En la cumbre climática de la ONU en
Anexo 2
[ 1 ]

septiembre, una alianza de los fondos de pensiones y aseguradoras más grandes del
mundo (que representan $ 2.4 billones en activos) se comprometió a hacer la transición de
sus carteras a emisiones netas cero para 2050.
Al mismo tiempo, las tecnologías renovables se han abaratado. En los Estados Unidos, el
costo de la energía solar, tanto fotovoltaica (PV) como a escala de servicios públicos, ha
caído más del 70 por ciento desde 2011, y el costo de la energía eólica en casi dos tercios
. Para 2025, podrían ser competitivos con la generación de energía a base de gas natural
en muchas más regiones.
También entran en juego otras fuerzas. Aunque todavía no existe un mercado global, los
impuestos al carbono o los sistemas de comercio cubren el 20 por ciento de las emisiones
mundiales, en comparación con el 15 por ciento en 2017, según el Banco Mundial.
Muchos gobiernos europeos planean implementar objetivos vinculantes de emisiones de
GEI y están elaborando planes nacionales de energía y clima.
Opciones para el sector de petróleo y gas
Para desempeñar su papel en la mitigación del cambio climático en la medida necesaria, el
sector del petróleo y el gas debe reducir sus emisiones en al menos 3,4 gigatoneladas de
dióxido de carbono equivalente (GtCO e) al año para 2050, en comparación con el
"negocio habitual" ( políticas o tecnologías actualmente plani cadas): una reducción del
90 por ciento en las emisiones actuales. Alcanzar este objetivo sería claramente más fácil
si se redujera el uso de petróleo y gas. Pero incluso si la demanda no cae mucho, el sector
puede reducir la mayoría de sus emisiones, a un costo promedio de menos de $ 50 por
tonelada de dióxido de carbono equivalente (tCO e), priorizando las intervenciones más
rentables. Los cambios de proceso y los ajustes menores que ayuden a las empresas a
reducir su consumo de energía promoverán las opciones de reducción menos costosas.
[ 2 ]
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Las iniciativas especí cas que elija una empresa para reducir sus emisiones dependerán
de factores como su geografía, la combinación de activos (costa afuera versus costa
adentro, gas versus petróleo, aguas arriba versus aguas abajo) y políticas y prácticas
locales (regulaciones, precios del carbono, disponibilidad de energías renovables). y la
abilidad y proximidad de la red central). Muchas empresas ya han adoptado técnicas que
pueden descarbonizar sustancialmente las operaciones, por ejemplo, rutinas de
mantenimiento mejoradas para reducir la quema intermitente y las unidades de
recuperación de vapor para reducir las fugas de metano (Anexo 3). Reducir las emisiones
no es necesariamente caro. Un operador en tierra descubrió que alrededor del 40 por
ciento de las iniciativas que identi có tenían un valor presente neto (VAN) positivo a
precios actuales y un 30 por ciento adicional si imponía un precio interno del carbono de $
40 / tCO. e sobre sus operaciones.
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Una opción es implementar iniciativas que compensen las emisiones aprovechando los
sumideros de carbono naturales, incluidos los océanos, las plantas, los bosques y el suelo;
estos eliminan los GEI de la atmósfera y reducen su concentración en el aire. Las plantas y
los árboles capturan alrededor de 2.400 millones de toneladas de CO al año. El
gigante energético italiano ENI ha anunciado programas para plantar 20 millones de acres
Anexo 3
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(cuatro veces el tamaño de Gales) de bosque en África para que sirva como sumidero de
carbono. Otras empresas están estudiando cómo nanciar estos programas de
compensación; Shell ofrece a los consumidores holandeses la posibilidad de pagar para
compensar las emisiones del combustible minorista. El costo de los sumideros de carbono
es incierto; las estimaciones oscilan entre $ 6 y $ 120 por tCO e en 2030, según la
fuente y el objetivo de secuestro.
Cualquier empresa puede invertir en compensaciones. Sin embargo, en general, los
operadores ascendentes y descendentes tienen diferentes conjuntos de opciones a su
disposición.
Qué pueden hacer los operadores
upstream
Las operaciones upstream representan dos tercios de las emisiones especí cas del
sector. A continuación, analizamos algunas formas en las que las empresas de petróleo y
gas están tomando medidas. La economía variará mucho, según la opción y las
condiciones locales.
Cambio de fuentes de energía. Una empresa de petróleo y gas está utilizando la
generación de energía renovable en el sitio para proporcionar una alternativa rentable al
combustible diesel. Al reemplazar los generadores con una instalación de energía solar
fotovoltaica y batería, la compañía no solo redujo las emisiones de manera signi cativa,
sino que también alcanzó el punto de equilibrio con su inversión en cinco años. La
conexión de plataformas y plataformas terrestres o cercanas a la costa a la red central (a
diferencia de la generación de diesel descentralizada) también puede funcionar bien: por
ejemplo, en su impulso por la electri cación, Equinor recientemente conectó a la red su
campo Johan Sverdrup, que se encuentra a 140 kilómetros de la costa . Si los productores
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upstream electri caran la mayoría de sus operaciones, eso podría sumar hasta 720 tCO
e al año en reducción para 2050, a un costo estimado de $ 10 / tCO e, dependiendo de
los costos de electricidad locales.
Reducción de emisiones fugitivas. Las empresas pueden reducir las emisiones de
metano, un poderoso GEI, mejorando la detección y reparación de fugas (LDAR),
instalando unidades de recuperación de vapor (VRU) o aplicando la mejor tecnología
disponible (como sellos mecánicos dobles en bombas, sellos de gas seco en
compresores). y anillos de empaque de carbón en los vástagos de las válvulas). Una
empresa reemplazó los sellos en las válvulas de seguridad de presión, que se descubrió
que eran una fuente frecuente de fugas, y luego pudo monetizar estas corrientes de gas
almacenado o capturado. Estimamos que la reducción de las emisiones fugitivas y la
quema en antorcha podría contribuir a la reducción anual de 1.5 GtCO e para 2050, a un
costo de menos de $ 15 / tCO e.
Equipo electrizante. Una empresa reemplazó las calderas de gas con sistemas eléctricos
de producción de vapor, incluido el almacenamiento a alta presión para el suministro de
vapor nocturno, para respaldar las unidades de separación. El proyecto se amortizará en
menos de diez años. En muchas circunstancias, ya existe un buen caso comercial, por
razones puramente nancieras, para combinar el uso de energía solar y gas en lugar de
calderas convencionales.
Reducir el quemado no rutinario a través de una mayor con abilidad. Un operador
descubrió que el 70 por ciento de todas las emisiones de las antorchas provenían de las
antorchas no rutinarias, principalmente como resultado de una baja con abilidad. Por lo
tanto, se centró en mejorar sus operaciones, por ejemplo, realizando mantenimiento
predictivo y reemplazando equipos. Estas acciones no solo redujeron las emisiones, sino
que también aumentaron la producción. Los mejores operadores de su clase están
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logrando avances signi cativos en con abilidad gracias al mantenimiento basado en áreas
y a la polivalencia. El análisis predictivo puede reducir la frecuencia de interrupciones de
los compresores u otros equipos.
Reducir la quema de rutina mediante la mejora de la infraestructura y el
procesamiento de gas adicionales. Si bien algunas quemaduras pueden ser inevitables,
las limitaciones de capacidad de la infraestructura pueden llevar a más de lo que las
empresas o el público desearían. En la Cuenca Pérmica, por ejemplo, se quemó un récord
de 661 millones de pies cúbicos por día (mcf / d) en el primer trimestre de 2019. Para
abordar este desafío se requieren instalaciones adicionales de procesamiento de gas, así
como infraestructura de recolección y transporte. El gasoducto de gas natural Gulf Coast
Express, que entró en funcionamiento en septiembre, ayudará. Se están discutiendo ahora
16 mil millones de pies cúbicos por día (bcf / d) adicionales de aumentos de capacidad
plani cados en las tuberías desde el Pérmico hasta la Costa del Golfo.
Aumento de la captura, uso y almacenamiento de carbono (CCUS). Si bien se prevé que
esta tecnología juegue solo un papel menor en la descarbonización general del sector, los
actores de O&G aún pueden in uir signi cativamente en su adopción y desarrollo. Hay 19
instalaciones CCUS a gran escala en operación comercial ; cuatro más están en
construcción y otros 28 en desarrollo. También hay una serie de proyectos piloto y de
demostración. Juntas, las plantas en construcción y en operación pueden capturar y
almacenar alrededor de 40 MtCO cada año. La capacidad total de CCUS podría aumentar
hasta 200 veces para 2050. En este mercado, la industria petrolera está bien posicionada
para liderar porque ya utiliza carbono capturado a través de CCUS para su uso en la
recuperación mejorada de petróleo (EOR). Ese aceite también es menos intensivo en
emisiones que la variedad extraída convencionalmente.
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Varios países buscan acelerar el desarrollo de CCUS. En 2018, por ejemplo, el Congreso
de los EE. UU. Aprobó una disposición (45Q) que aumenta el crédito scal que las
centrales eléctricas y las industrias pueden tomar por almacenar o utilizar el carbono
capturado. El Congreso está considerando un proyecto de ley, conocido como USE IT,
para apoyar la construcción de instalaciones CCUS y gasoductos de CO y para nanciar
la investigación sobre captura directa de aire. El caso comercial de CCUS funciona solo en
condiciones económicas especí cas, como la desgravación scal o la imposición de un
precio del carbono. Sin algún tipo de marco regulatorio, CCUS no crea valor en sí mismo.
CCUS cuesta $ 20 / tCO e para procesos seleccionados en el sector de petróleo y gas,
pero hasta $ 100 a $ 200 / tCO e en otras industrias, como el cemento. Una empresa a
seguir es el Proyecto de Gas Limpio en el norte de Inglaterra, donde un consorcio de seis
compañías de petróleo y gas está construyendo lo que podría ser la primera planta
comercial de gas natural con capacidad CCUS completa.
Reequilibrio de carteras. Los operadores están comenzando a analizar de cerca sus
opciones de cartera ascendente. Los reservorios de mayor emisión son casi tres veces
más intensivos en emisiones que los más bajos. Por ejemplo, los reservorios complejos
(altamente viscosos, en aguas profundas o ultraprofundas, compartimentados o de alta
presión y temperatura) pueden estar en desventaja en cuanto a emisiones estructurales.
Por lo tanto, pueden volverse cada vez menos atractivos para desarrollar en el futuro.
Qué pueden hacer los operadores
posteriores
Los operadores aguas abajo están explorando muchas de las mismas ideas, como la
e ciencia energética y la electri cación del calor y la energía de temperatura baja a media.
Pero también tienen opciones distintivas.
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E ciencia energética. La e ciencia es un factor en todos los sectores de la industria, por
supuesto, pero las nuevas tecnologías especí cas posteriores pueden marcar una gran
diferencia. La tecnología de recuperación de calor residual y las bombas de calor de
temperatura media en las re nerías, por ejemplo, reducen la cantidad de energía primaria
utilizada en la destilación. Una empresa ahorró 15 millones de euros en gastos de capital al
pronosticar el uso de vapor requerido hora a hora e incorporarlo en un modelo
termodinámico para determinar las especi caciones requeridas para el equipo de
reemplazo.
Hidrógeno verde. La producción de hidrógeno a través de la electrólisis se ha vuelto
técnicamente más avanzada y menos costosa. Bloomberg New Energy Finance estima
que el costo del hidrógeno podría caer hasta dos tercios para 2050. El uso de energía
renovable en lugar del reformado de metano con vapor (SMR) para impulsar la electrólisis
podría ofrecer a las re nerías una forma de reducir las emisiones, un resultado conocido
como " hidrógeno verde ". Una alternativa, el “hidrógeno azul”, usa SMR más CCUS. El
atractivo de las diferentes tecnologías depende de la economía local, en particular, la
disponibilidad de capacidad de almacenamiento barata para CCUS o electricidad
renovable barata.
El hidrógeno verde no es una tecnología especulativa en petróleo y gas. Shell e ITM
Power, una empresa de almacenamiento de energía y combustible limpio con sede en el
Reino Unido, están construyendo la planta de electrólisis de hidrógeno más grande del
mundo en una re nería alemana, con el apoyo de la Unión Europea. Los ingresos
provendrán de la venta de hidrógeno a la re nería, que lo utilizará para procesar y mejorar
sus productos y para pagos de equilibrio de red al sistema de transmisión alemán. Ese
modelo de negocio justi ca la instalación.[ 6 ]

1. Véase, por ejemplo, el Grupo de trabajo sobre divulgaciones nancieras relacionadas con el clima
(fsb-tcfd.org) y el CDP (cdp.net).
2. “Los inversores se comprometen sin precedentes con las cero emisiones netas”, Programa de las
Naciones Unidas para el Medio Ambiente, 23 de septiembre de 2019, unenvironment.org.
3. “Estado y tendencias de la jación de precios del carbono 2018”, Grupo del Banco Mundial, mayo
de 2018, worldbank.org.
Agrietamiento eléctrico a alta temperatura. En la re nación, varios proyectos piloto
utilizan bobinas eléctricas (en lugar de gas combustible) para proporcionar calor. La
tecnología aún se encuentra en una etapa temprana y a pequeña escala. Además, la
economía es sensible al precio de la electricidad en comparación con el gas y a las
opciones para vender el gas combustible. Esa economía mejora si la inversión se coordina
con el ciclo de inversión natural para respaldar gastos de capital adicionales y, por
supuesto, si se puede comprar o generar energía en condiciones nancieras favorables.
Materias primas más ecológicas. Reemplazar algunas materias primas de petróleo
convencional en re nerías con materias primas de base biológica o materiales plásticos
reciclados (inicialmente, mediante pirólisis o gasi cación) también reduciría las emisiones,
no solo de Alcance 1 sino también, en gran medida, de Alcance 3. En un mundo cada vez
más descarbonizado, esto puede extender la vida útil de los activos de re nación.
El sector del petróleo y el gas desempeñará un papel importante en la transición
energética mundial; cómo afrontará ese futuro es una cuestión de estrategia. A medida
que aumenta la transparencia, también aumentan las expectativas. Los clientes,
empleados e inversores ya están comenzando a distinguir a los líderes de los rezagados.
Las empresas de petróleo y gas que se adelantan a la curva podrían encontrarse mejor
posicionadas para el cambio.
Este artículo es parte de una serie sobre transición energética y descarbonización.

4. Gabriel Popkin, “Weighing the world’s trees,” Nature, June 30, 2015, nature.com.
5. World Energy Outlook 2018, International Energy Agency, November 2018, iea.org.
6. “World’s largest hydrogen electrolysis in Shell’s Rhineland re nery,” ITM Power, January 18, 2019,
itm-power.com.
SOBRE LOS AUTORES)
Chantal Beck es socia de la o cina de McKinsey en Londres; Sahar
Rashidbeigi es consultor en Ámsterdam, donde Occo Roelofsen es socio
senior y Eveline Speelman es socia asociada.
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