Una antorcha encendida en el horizonte de un campo petrolero no es solo una señal de que algo está saliendo del pozo; es una cuenta regresiva porque cada metro cúbico de gas que se quema por la llama son reservas que entregó el yacimiento y que la operación decidió no recuperar.
De esta manera, los equipos gerenciales no deben preguntarse si pueden permitirse invertir en eficiencia en los sistemas de flaring, sino cuánto tiempo más pueden soportar la pérdida.
El volumen que el satélite no deja ocultar
Los números del Global Gas Flaring Tracker 2025 del Banco Mundial son contundentes. En 2024, el quemado de gas asociado a nivel mundial alcanzó 151 mil millones de metros cúbicos, un incremento de 3 mil millones respecto a 2023 y el nivel más alto registrado desde 2007. Ese volumen liberó 389 millones de toneladas de CO2e a la atmósfera. Los nueve países que más flaring registran concentran tres cuartas partes del total global, aunque producen menos de la mitad del petróleo mundial.
La Agencia Internacional de Energía (IEA) complementa esta fotografía con una cifra que debería interesar a cualquier gerente de operaciones. Eliminar el flaring no de emergencia podría poner a disposición del mercado cerca de 100 mil millones de metros cúbicos de gas natural adicionales cada año. Para dimensionar, ese volumen equivale aproximadamente al doble del flujo anual de gas que atraviesa el Estrecho de Ormuz.
Cuando la antorcha se convierte en pasivo regulatorio
La presión regulatoria ya no es una tendencia a futuro. La Unión Europea adoptó en 2024 su Reglamento de Metano, que prohíbe expresamente el flaring rutinario y el venteo en todas las instalaciones de petróleo y gas, exigiendo además programas de detección y reparación de fugas (LDAR) como estándar obligatorio.
Estados Unidos, por su parte, había fijado en mayo de 2026 el plazo para eliminar el quemado de gas asociado en pozos nuevos bajo las reglas OOOOb/c de la EPA, aunque la administración actual mantiene un proceso de reconsideración que genera incertidumbre operativa.
Mientras que, Noruega ofrece el ejemplo más claro de lo que ocurre cuando la regulación se aplica sin excepciones. Desde 1971, el país prohibió el flaring no de emergencia. En 2015 impuso un impuesto al flaring de gas natural, siendo el resultado hoy que registra la intensidad de emisiones de metano más baja del mundo en operaciones upstream.
Si todos los países alcanzaran esa misma intensidad, las emisiones globales de metano del sector petrolero caerían más del 90%, según el IEA Global Methane Tracker 2025.
La eficiencia en sistemas de flaring no depende de una sola tecnología, también depende de un diseño de yacimiento que integre la gestión del gas asociado desde la perforación inicial.
Shell alcanzó en 2025 la meta de eliminar el flaring rutinario en todos sus activos upstream operados, cumpliendo cinco años antes del plazo de la Iniciativa Zero Routine Flaring by 2030 del Banco Mundial. Lo logró mediante la combinación de infraestructura de captura, reinyección y comercialización de gas que antes se quemaba, según su reporte corporativo de flaring.
Tecnologías con retorno medible
Las antorchas petroleras de mediano y gran tamaño permiten recuperar entre el 20% y el 80% del gas que actualmente se quema, según evaluaciones técnicas recientes en campos con características similares a los de la región.
Las opciones van desde la compresión y reinyección para mantenimiento de presión del yacimiento hasta la generación eléctrica in situ, la licuefacción en pequeña escala (mini-LNG) o el suministro directo a redes industriales locales. La clave no es la sofisticación del equipo, sino que el análisis de viabilidad incorpore el costo de oportunidad del gas perdido y no solo el capex de instalación.
El volumen que el yacimiento entrega y la operación no recupera
El Global Gas Flaring Tracker 2025 del Banco Mundial documenta que los 151 mil millones de metros cúbicos quemados en 2024 liberaron 389 millones de toneladas de CO2e. Esa misma cantidad de gas, si se hubiera dirigido a procesamiento, habría alimentado la producción de fertilizantes, generación eléctrica o reinyección en yacimientos agotados. La IEA calcula que recuperar ese volumen equivaldría a duplicar el flujo del Estrecho de Ormuz en términos de disponibilidad energética.
Estas cifras no representan emisiones abstractas: Son reservas energéticas que el yacimiento entregó y que la operación no canalizó hacia un proceso productivo. Son horas de generación eléctrica que no alimentaron una planta. Son toneladas de CO2e que el registro de sostenibilidad de la compañía cargará sin contrapartida técnica.
La reducción de rutinario en el flaring ya no compete solo al departamento de medio ambiente. Es una decisión de ingeniería de yacimientos que impacta directamente el rendimiento del sistema de producción. Cada día que una antorcha permanece encendida por razones evitables, el yacimiento sigue entregando gas que podría alimentar procesos industriales o generación eléctrica in situ. La eficiencia en sistemas de flaring se mide en unidades de producción recuperada, no en compromisos de sostenibilidad para informes anuales.
En la siguiente reunión con un gerente de producción para revisar el esquema de procesos del campo, pregúntate si esa antorcha está ahí porque el yacimiento la exige o porque nadie diseñó una alternativa porque en operaciones con gas asociado, quemar lo que el pozo entrega no es una limitación del reservorio, es una forma de dejar fuera del sistema algo que el satélite ya midió desde la órbita.