Del flaring a la energía útil: por qué seguimos quemando gas y cómo convertirlo en una oportunidad económica

Impacto climático y económico del flaring, tendencias regionales y un plan práctico para capturar y monetizar el gas asociado.

29 OCT 2025

La imagen es conocida: una llama constante que tiñe de naranja el cielo nocturno. Durante décadas, el upstream aceptó ese fuego como parte del paisaje. Hoy sabemos que seguir quemando gas asociado es derrochar energía, valor y tiempo climático. Las cifras más recientes vuelven a situar al mundo en niveles comparables a los máximos de la última década: un estancamiento en el rango de ~140–150 bcm anuales que la industria aún no resuelve. Es, a la vez, una pérdida doble: para los balances de las compañías y para el medio ambiente.

Antorcha de quema de gas.

Qué es el flaring y por qué persiste

El flaring es la combustión controlada del gas natural que emerge junto al petróleo; se diferencia del venteo (liberación directa sin quemar). En teoría, el gas asociado debería capturarse y aprovecharse; en la práctica, cuando “no tiene adónde ir”, se prende la antorcha. Las razones son operativas (aliviar presión y evitar acumulaciones peligrosas), infraestructurales (falta de recolección, compresión y acondicionamiento), económicas (precios de gas muy bajos o mercados lejanos) y regulatorias (permisos que demoran o se aplican de forma desigual). En yacimientos aislados o de baja producción, el costo de capturar y transportar el gas se percibió históricamente como prohibitivo, sobre todo con precios locales subsidiados, lo que llevó a ver el gas asociado como un subproducto sin valor en varios países. Además, la antorcha no es perfecta: parte del tiempo está apagada o con combustión degradada, por lo que, además de CO₂, se escapa metano. En horizonte de 20 años (GWP20), el metano calienta ~80 veces más que el CO₂, de modo que cada m³ no destruido pesa desproporcionadamente en el corto plazo.

Impactos ambientales, energéticos y económicos de la quema de gas

Quemar gas no lo hace desaparecer: lo convierte principalmente en CO₂ y, cuando la combustión es incompleta, deja escapar metano. A escala global, el metano domina el calentamiento a corto plazo; por eso, reducir el flaring y el venteo es una de las palancas de mitigación más inmediatas que tiene el sector. A nivel local, las antorchas añaden hollín (carbono negro) y otros contaminantes que degradan la calidad del aire; la contaminación lumínica y el ruido alteran las condiciones de trabajo y el entorno de las comunidades cercanas. En términos energéticos y económicos, el flaring es un costo de oportunidad: ese gas podría generar electricidad, sustituir combustibles más caros en procesos industriales, inyectarse a la red o convertirse en GNC/GNL para abastecer demanda alejada; cuando existe alguna ruta de evacuación, la antorcha deja de ser un “mal necesario” y se convierte en síntoma de ineficiencia.

Panorama global y regional del flaring: volúmenes, tendencias y costos

En 2022, el volumen mundial de gas quemado se redujo a ~139 bcm (−3% vs. 2021), el nivel más bajo desde 2010, con aportes de Nigeria, México y Estados Unidos. Sin embargo, la tendencia se revirtió: en 2023 volvió a aumentar hasta ~148 bcm y los datos más recientes indican que el mundo permanece cerca de los máximos de la última década. En otras palabras, la práctica ha persistido en el rango de 140–150 bcm durante años, con un estancamiento estructural.

Por regiones, la fotografía se repite con matices. Oriente Medio y Norte de África (MENA) concentra altos volúmenes debido a la escala de producción y a la distancia a los centros de demanda; allí, los proyectos integrados que agregan compresión, acondicionamiento y procesamiento transforman parte del gas en electricidad y GLP para uso residencial. Rusia y Asia Central/Cáucaso mantienen niveles elevados debido a la dispersión de activos y a limitaciones de infraestructura. En África subsahariana, las reducciones sostenidas aparecen cuando se combinan multas efectivas, medición confiable y habilitación de terceros. América Latina alterna picos y mejoras según la capacidad de evacuación y los marcos regulatorios. En Norteamérica, la intensidad (gas quemado por barril) cayó en la década con más conexiones y reglas más exigentes, aunque con repuntes puntuales donde faltó transporte.

Las alternativas para terminar con el flaring (y crear valor)

La buena noticia es que las soluciones existen y se despliegan hoy. La elección adecuada depende del caudal y de la composición (CO₂/H₂S), de la distancia a un punto de consumo o de inyección, del tiempo de implementación y del modelo comercial.

Generación eléctrica en sitio (gas-to-power): convertir el gas en electricidad con motores o turbinas permite abastecer la operación y, cuando la red lo permite, inyectar excedentes. Es una ruta directa donde hay demanda eléctrica cercana; reduce costos de diésel y mejora la continuidad.

Reinyección: devolver el gas al yacimiento mantiene la presión (mejorando la recuperación) o almacena temporalmente. No siempre monetiza al instante, pero elimina emisiones ahora y preserva el recurso para mañana.

Conexión a gasoducto: donde existe red —o es viable ampliarla—, colectar, acondicionar y comprimir para inyectar gas especificado es, por eficiencia, la opción preferible. En activos dispersos, la clave está en el gathering (qué pozos conectar primero).

GNC (gasoducto virtual corto/medio): comprimir y transportar en contenedores modulares permite evacuar caudales moderados a distancias cortas o medias, con CAPEX acotado y una puesta en marcha rápida.

Mini-/micro-GNL (gasoducto virtual largo): licuar en sitio con trenes modulares permite transportar energía en isotanques criogénicos a largas distancias, sin gasoducto. La modularidad permite escalar por etapas y acortar el time-to-first-gas.

Alternativas de nicho – GTL (gas-to-liquids, incl. metanol): suelen exigir CAPEX/escala altos; útiles en casos específicos. Y existen opciones tácticas como centros de datos para cripto-minería on-site: reducen flaring y generan ingresos transitorios donde no hay red ni mercado inmediato, mientras maduran soluciones permanentes (complemento, no estrategia central).

La experiencia comparada sugiere un patrón: sin infraestructura, GNC o mini-GNL suelen ser el primer paso para convertir la antorcha en flujo de caja; con demanda eléctrica, el gas-to-power da impactos rápidos; si la prioridad es cortar emisiones ya, la reinyección funciona como “puente” hasta que madura la ruta comercial. En todos los casos, el acondicionamiento del gas —remoción de CO₂ y humedad— es el primer eslabón técnico.

En Dakota del Norte, Galileo integra la captura de flaring de shale-gas con la producción de gas natural licuado (GNL) directamente en el pozo.

Señales regulatorias y compromisos

El metano, por sí solo, ha sido responsable de ~30% del incremento de las temperaturas desde la era preindustrial, y el sector de petróleo y gas es una de las principales fuentes de emisiones de metano antropogénico. Por ello, reducir el flaring (y el venteo) se identifica como una de las acciones climáticas más inmediatas y de mayor impacto a corto plazo. En reconocimiento de este problema, se han lanzado iniciativas y compromisos globales enfocados en eliminar el flaring rutinario y recortar las emisiones de metano (el metano es ~80× más potente que el CO₂ a 20 años).

Zero Routine Flaring 2030 (ZRF)

Lanzada en 2015 por el Banco Mundial junto con el Secretario General de la ONU, convoca a no incorporar flaring de rutina en desarrollos nuevos y a eliminar la quema rutinaria existente a más tardar en 2030. A la luz de los últimos datos, el propio Banco advierte que sin medidas aceleradas la meta luce difícil.

Compromiso Global de Metano (Global Methane Pledge).

Lanzado en la COP26 (2021) por la UE y EE. UU. busca reducir en un 30 % las emisiones globales de metano para 2030 (vs. 2020), con acciones en energía, residuos y agricultura; en energía, petróleo y gas es el primer frente por su potencial de mitigación rápida.

Señal desde el mercado de capitales (Texas).

En 2020, inversores que administran >USD 2 billones pidieron a la Texas Railroad Commission eliminar el flaring rutinario para 2025, señalando que las medidas voluntarias no alcanzaron. Es un ejemplo de cómo el tema ya es también un riesgo regulatorio y financiero.

Experiencias exitosas en el mundo

A lo largo del mundo ya existen proyectos que demuestran que reducir drásticamente el flaring es posible aplicando las soluciones descritas. Estos casos sirven de referencia para replicar modelos en otras geografías, adaptándose al caudal, composición del gas y condiciones de mercado/regulación.

Permian / Texas — cuando la presión sube, las llamas bajan.

La cuenca vivió picos cuando faltó evacuación y descensos al entrar nuevos gasoductos y controles más estrictos. Tras el pedido público de inversores por “cero flaring rutinario en 2025”, varias operadoras mejoraron la medición, montaron conexiones temporales, gas-to-power para sitios aislados y cadenas GNC/mini-GNL para mover el gas; con una mayor capacidad de evacuación, la intensidad cedió, aun con más producción.

MENA — de humo a suministro: electricidad y GLP residencial.

En grandes campos, esquemas público-privados integran compresión, acondicionamiento y procesamiento para generar electricidad y producir GLP para uso residencial con gas que antes se quemaba; el avance varía por país, pero el patrón es claro: proyectos integrados + contratos de demanda reducen el flaring y mejoran la seguridad energética.

Nigeria — reglas, medición y terceros.

Metas de cero quema rutinaria, cargos por volumen y programas de monitoreo habilitaron recortes sostenidos; la apertura a proveedores terceros para capturar y valorizar el gas destrabó la inversión y aceleró soluciones modulares de gas-to-power, GNC y mini-GNL en activos dispersos.

Galileo — captura modular y mini-GNL on-site

Soluciones plug-and-play para acondicionar en boca de pozo (remoción de CO₂ y humedad) y convertir parte del flujo en GNL on-site, transportado en isotanques como gasoducto virtual. La modularidad acorta plazos y permite escalar capacidad por etapas donde no hay red.

Dejar de quemar, empezar a sumar

La problemática global del flaring ya no puede verse como una simple externalidad inevitable de la producción petrolera, sino como una oportunidad estratégica desaprovechada. En un mundo que transita hacia la sostenibilidad y la eficiencia, seguir quemando cada año volúmenes masivos de gas –con su consecuente daño climático y derroche económico– resulta inaceptable y evitable. Los datos demuestran tanto la magnitud del reto (más de 140 bcm/año a nivel mundial, concentrado en unas pocas regiones) como el potencial beneficio de su mitigación: reducir millones de toneladas de emisiones de CO₂ y metano, ahorrar miles de millones de dólares y aportar nueva energía al mercado.

El histórico problema del flaring puede resolverse al convertir lo que antes se veía como un residuo ineludible en un recurso valioso para un futuro energético más sostenible. Y, sobre todo, poner fin a la quema de gas no utilizada es una de las formas más concretas y alcanzables de alinear la producción de hidrocarburos con la acción climática.