La captura y almacenamiento de carbono (CAC) fue uno de los temas principales de la Semana del Clima de Nueva York la semana pasada, donde los críticos de esta tecnología expresaron su preocupación de que se utilizara para prolongar la vida útil de la industria de los combustibles fósiles.

Durante años, los expertos han señalado que la captura y almacenamiento de carbono (CAC) se ha utilizado principalmente para extraer más petróleo de la tierra mediante un proceso conocido como recuperación mejorada de petróleo (EOR). La quema de ese petróleo emite mucho más dióxido de carbono (CO2) del que se captura, por lo que la CAC no representa una solución viable para combatir el cambio climático, argumentan los críticos. 

En una rueda de prensa celebrada tras la Cumbre de la ONU sobre Ambición Climática, el 20 de septiembre, Tzeporah Berman, presidenta de la Iniciativa del Tratado de No Proliferación de Combustibles Fósiles , declaró: «Las compañías petroleras reconocieron este año que no cumplirán sus falsos compromisos de cero emisiones netas. Los datos demostraron que sus planes de captura de carbono no están funcionando a gran escala».

A continuación, DeSmog presenta un análisis del impacto climático de 12 proyectos de captura y almacenamiento de carbono (CAC) a gran escala en todo el mundo: lo que prometió la industria de los combustibles fósiles y lo que realmente sucedió. Entre los hallazgos se incluyen numerosos incumplimientos de los objetivos de captura de carbono, sobrecostos y miles de millones de dólares en costos para los contribuyentes en forma de subsidios.

Los datos provienen de diversas fuentes, entre ellas el Instituto Global de Captura y Almacenamiento de Carbono (Global CCS Institute), la Agencia Internacional de Energía (IEA), el Instituto de Economía Energética y Análisis Financiero (IEFA), el Monitor de Geoingeniería y la investigación de DeSmog. Oil Change International proporcionó los datos sobre subsidios , organización que planea lanzar una base de datos sobre el apoyo gubernamental a la captura y almacenamiento de carbono (CCS) en 2024. Se realizaron conversiones de moneda según los tipos de cambio vigentes en el momento en que se anunciaron o otorgaron los subsidios.

Para obtener más información sobre las implicaciones climáticas de la captura y almacenamiento de carbono (CCS), consulte el análisis de noticias adjunto de DeSmog: Cómo los proyectos de captura y almacenamiento de carbono están impulsando la extracción de petróleo y gas a nivel mundial.

Qué prometen los proyectos de CCS. Y qué ofrecen.

1. Planta de procesamiento de gas natural de Terrell (“Val Verde”)

Operador: Occidental Petroleum, 1972-presente

Ubicación: Sureste de Fort Stockton, Texas, EE. UU.

Capacidad máxima declarada: 0.5 millones de toneladas de CO2/año

Método de almacenamiento: Recuperación mejorada de petróleo en la Cuenca Pérmica

Subvenciones públicas: Ninguna

Lo que dijeron que sucedería: Se extraería más petróleo crudo utilizando CO2 inyectado.

Lo que realmente sucedió: funcionó. El éxito de Val Verde sirvió como modelo replicable, lo que permitió a la industria petrolera extraer más petróleo mientras afirmaba estar ayudando al clima.

Antecedentes : La primera planta industrial de captura de carbono del mundo comenzó a extraer CO2 de un complejo de plantas de procesamiento de gas en el oeste de Texas en 1972. El gas se transportaba por gasoducto a través de la región para aumentar la productividad de los pozos petrolíferos . Actualmente propiedad de Occidental Petroleum y rebautizada como Planta de Procesamiento de Gas Natural de Terrell, la instalación ha contribuido a la producción de millones de barriles adicionales de crudo.

El éxito de Val Verde ayudó al sector petrolero y gasístico a desarrollar un modelo de negocio que les permitiera obtener beneficios a largo plazo. Al mismo tiempo, se presentó como una posible solución a la creciente crisis de gases de efecto invernadero, si bien seguía siendo la principal fuente de dicha contaminación.

Val Verde, la primera instalación dedicada a utilizar CO2 inyectado para aumentar la producción de petróleo, fue fundamental en el desarrollo de la recuperación mejorada de petróleo (EOR). La técnica resultó tan exitosa que, en una década, las empresas perforadoras construyeron miles de kilómetros de oleoductos que transportaban CO2 de origen natural a los campos petrolíferos de Texas, otras partes de Estados Unidos y, finalmente, a otros países. 

Desde la década de 1970, las empresas petroleras estadounidenses, con sede en Val Verde, han liderado el desarrollo de tecnologías EOR-CCS cada vez más eficientes. Si bien esta práctica se realiza ahora a nivel mundial, la cuenca Pérmica de Texas concentra la mayor cantidad de operaciones de recuperación mejorada de petróleo (EOR). 

A medida que crecía la conciencia sobre el impacto ambiental cada vez mayor de la quema de combustibles fósiles, los científicos del petróleo comenzaron a buscar soluciones que fueran favorables para la industria. Dado que una fracción del CO2 inyectado durante la recuperación mejorada de petróleo (EOR, por sus siglas en inglés) permanece bajo tierra, ya en 1977 sus defensores propusieron renombrar la EOR como captura y almacenamiento de carbono (CAC), una técnica más respetuosa con el clima. Con la idea de instalar unidades de captura en las centrales eléctricas que queman combustibles fósiles, en particular las centrales de carbón, los promotores vieron en esto una respuesta eficaz a la creciente preocupación por las emisiones de carbono. 

Cincuenta años después, Val Verde sigue siendo el modelo de la industria para el uso “beneficioso” del CO2, y la recuperación mejorada de petróleo (EOR) sigue siendo el principal impulsor y modelo de negocio exitoso para la captura y almacenamiento de carbono (CCS).

2. Planta de tratamiento de Shute Creek

Operador: ExxonMobil , 1986-presente

Ubicación: Al este de Kemmerer, Wyoming, EE. UU.

Capacidad máxima declarada: 7 millones de toneladas de CO2/año

Métodos de almacenamiento: Recuperación mejorada de petróleo en Wyoming y estados vecinos, almacenamiento geológico limitado.

Subvenciones públicas: Ninguna

Lo que dijeron que sucedería: ExxonMobil señala a Shute Creek para demostrar su compromiso de capturar cada vez más carbono.

Lo que realmente sucedió: Casi la mitad del CO2 capturado se ha utilizado para bombear más petróleo; el resto simplemente se ha liberado a la atmósfera, en parte porque la planta no logró cumplir con aproximadamente un tercio de sus objetivos de captura.

Antecedentes: La empresa propietaria, ExxonMobil, afirma haber capturado más CO2 antropogénico que ninguna otra compañía y estima que su planta de Shute Creek es responsable del 20 % del carbono secuestrado anualmente en el mundo. Sin embargo, la planta, ubicada en el yacimiento de gas de LaBarge en Wyoming, no fue diseñada con objetivos climáticos en mente, sino para producir gas, petróleo y una quinta parte del suministro mundial de helio.

El yacimiento de gas LaBarge de Wyoming permaneció sin explotar durante décadas debido a sus elevados niveles de CO2, lo que lo convertía en una fuente poco idónea para la producción de gas natural. No obstante, en la década de 1980, Exxon descubrió que capturar el carbono durante el procesamiento del gas y venderlo para la recuperación mejorada de petróleo en la región circundante haría rentable la operación de Shute Creek. A medida que los precios mundiales del petróleo fluctuaron durante los años siguientes, la captura de carbono se suspendió en la planta durante los períodos en que la demanda de CO2 para la extracción de petróleo disminuyó. 

Según un informe del Instituto de Economía Energética y Análisis Financiero (IEFFA), un centro de estudios sin ánimo de lucro, el 47 % del CO2 capturado por la planta se ha vendido para la recuperación mejorada de petróleo a lo largo de su vida útil, mientras que solo el 2 % se ha secuestrado. El 50 % restante del CO2 producido por la planta —120 millones de toneladas— simplemente se ha liberado a la atmósfera, convirtiéndola en una importante fuente de emisiones de gases de efecto invernadero. Si bien parte de esta liberación estaba planificada, la planta no ha logrado cumplir aproximadamente un tercio de sus objetivos totales de captura de carbono a lo largo de su historia, según el IEEFA.

3. Proyectos Sleipner y Snøhvit 

Operador: Equinor (Statoil), 1996-presente; Snøhvit desde 2008

Ubicación: Plataforma continental (campo Sleipner West, Mar del Norte), Noruega

Capacidad máxima declarada: Sleipner 1 millón de toneladas de CO2/año

Capacidad máxima declarada: Snøhvit 0.7 millones de toneladas de CO2/año

Métodos de almacenamiento: Almacenamiento geológico en el Mar del Norte.

Subvenciones públicas: 175,000 dólares

Lo que decían que sucedería: A menudo se cita como prueba de que la industria petrolera ya ha perfeccionado las técnicas de captura y almacenamiento de carbono.

Lo que realmente sucedió: Los estudios sugieren que el modelo de almacenamiento de CO2 de los proyectos es defectuoso, lo que subraya la preocupación de que el comportamiento del CO2 siga siendo altamente impredecible.

Antecedentes : Sleipner, el primer proyecto de captura y almacenamiento de carbono (CCS) a escala industrial del mundo, construido supuestamente para la reducción de las emisiones de carbono, entró en funcionamiento en 1996 después de que entraran en vigor los impuestos al carbono pioneros de Noruega.

Dado el volumen relativamente alto de CO2 contenido en el gas natural del yacimiento Sleipner West, para garantizar la rentabilidad con los nuevos impuestos al carbono fue necesario enterrar el gas. El almacenamiento subterráneo de este residuo sigue ahorrando a Equinor cientos de millones de dólares anuales en impuestos.

En funcionamiento casi continuo desde mediados de los 90, y siendo el mayor proyecto de captura y almacenamiento de carbono (CAC) concebido hasta la fecha en el Mar del Norte y Europa, Sleipner tiene una capacidad para secuestrar casi un millón de toneladas de CO2 al año. 

Sin embargo, extraer y bombear todo este CO2 de vuelta al subsuelo no convierte el gas refinado en neutro en carbono. Todo lo contrario: según algunas estimaciones , su combustión ha generado aproximadamente 25 veces más CO2 que todo el que Equinor ha secuestrado.

Concebido como un modelo que permite la exploración de petróleo y gas a largo plazo a pesar de las emisiones, Sleipner, desde su creación, ha servido como centro internacional de aprendizaje y laboratorio para generaciones de ingenieros petroleros. El conocimiento adquirido sigue ayudando a Equinor y a socios como ExxonMobil a expandir e implementar más proyectos de captura y almacenamiento de carbono (CCS) y recuperación mejorada de petróleo (EOR) en todo el mundo.

Sin embargo, aunque Sleipner se utilizó como guía para la directiva de la UE de 2009 sobre el almacenamiento geológico de dióxido de carbono —que ahora se está revisando para permitir un almacenamiento y uso ampliado del CO2—, los estudios del IEEFA basados ​​en informes noruegos revelan pruebas de que tanto el modelo de almacenamiento de CO2 de Sleipner como el de Snøhvit son defectuosos, lo que demuestra que el comportamiento del CO2 sigue siendo altamente impredecible, con consecuencias potencialmente desastrosas.

4. Proyecto Kemper

Operador: Mississippi Power (Southern Energy Company), 2010-2021 (cerrada; renombrada como Planta Ratcliffe)

Ubicación: Norte de Meridian, Misisipi, EE. UU.

Capacidad máxima declarada durante las operaciones: 3 millones de toneladas de CO2/año

Método de almacenamiento: Recuperación mejorada de petróleo en el Golfo de México.

Subvenciones públicas: 407 millones de dólares

Lo que dijeron que sucedería: El carbón se quemaría de forma "limpia" para producir energía.

Lo que realmente sucedió: Los costos se duplicaron con creces con respecto a las estimaciones iniciales, alcanzando los 7.5 millones de dólares; se detectaron fugas durante las pruebas y la planta de captura de carbono finalmente se paralizó y, posteriormente, se demolió.

Antecedentes : A principios de la década de 2000, cuando las políticas climáticas comenzaron a exigir la eliminación gradual de la energía del carbón, la captura de carbono se convirtió en un medio para mantener viva la industria del carbón de una forma más limpia. Basándose en un programa de la administración Bush, en 2008, la planta de captura y almacenamiento de carbono de Kemper se propuso como el proyecto insignia de la Iniciativa de Energía Limpia del Carbón del gobierno estadounidense, recibiendo 407 millones de dólares en subsidios federales. La planta, operada por la compañía Southern Energy, fue diseñada para gasificar lignito (carbón marrón) y capturar el carbono antes de la combustión.

Sin embargo, la planta nunca alcanzó su objetivo de capturar el 65 % de sus emisiones de carbono, lo que habría supuesto 3 millones de toneladas de CO2 al año. En primer lugar, la construcción se retrasó y el coste inicial estimado de 3.0 millones de dólares se disparó hasta los 7.5 millones. A pesar de este enorme aumento de la inversión, el proceso de gasificación del carbón del proyecto no funcionó correctamente durante las pruebas, ya que se detectaron fugas.

En 2017, las operaciones de captura de carbono se suspendieron debido a problemas persistentes que hicieron que el proyecto no fuera rentable. En 2021, la unidad de captura de carbono, que se encontraba inactiva, fue demolida . Actualmente, la central eléctrica de Kemper que aún funciona simplemente quema gas fósil, y el "carbón limpio" sigue siendo una medida costosa y no probada para la reducción de emisiones a nivel mundial.

5. Planta de procesamiento de gas Century

Operador: Occidental Petroleum, 2010-presente

Ubicación: Al este de Fort Stockton, Texas, EE. UU.

Capacidad máxima declarada: 8.4 millones de toneladas de CO2/año

Nota: El Global CCS Institute, respaldado por la industria, afirma que cinco millones de toneladas de CO2 al año, que era la capacidad operativa real de la planta en 2022.

Método de almacenamiento: Recuperación mejorada de petróleo

Subvenciones públicas: Ninguna

Lo que pronosticaron: El proyecto contribuirá a inaugurar una nueva era de "cero emisiones netas de petróleo".

Lo que realmente está sucediendo: La planta podría permitir el desarrollo de aproximadamente 500 millones de barriles de reservas de petróleo a un costo menor.

Antecedentes: Con 25,000 millas de oleoductos de CO2, 6,000 pozos de inyección de carbono repartidos en 1.4 millones de acres y más de 50 años de experiencia, Occidental Petroleum es quizás el líder mundial en recuperación mejorada de petróleo.

Con una capacidad de más de ocho millones de toneladas de CO2 al año tras una ampliación en 2012, la planta de procesamiento de gas Century, de 1.1 millones de dólares, situada en el oeste de Texas, tiene el mayor potencial de almacenamiento de los Estados Unidos, aunque solo se utilizó alrededor del 60 por ciento de este el año pasado, según el Global CCS Institute. 

A pesar de sus ambiciones de expandir sus operaciones petroleras —Occidental Petroleum afirma que su sistema de recuperación mejorada de petróleo mediante CO2 podría liberar la energía equivalente a dos mil millones de barriles de petróleo—, la compañía se presenta como líder en la lucha contra el cambio climático. Citando su amplia trayectoria y su competencia principal en operaciones de recuperación mejorada de petróleo mediante CO2, la compañía afirma que el uso de nuevas tecnologías para la captura de carbono podría ser un factor decisivo para el clima. El año pasado, Occidental comenzó a vender su primer petróleo con emisiones netas cero a un comerciante de materias primas con sede en Singapur, basado en una capacidad de captura directa de aire aún por instalar, y a principios de este año comenzó a vender por adelantado créditos de carbono basados ​​en su futuro combustible para aviones con bajas emisiones de carbono a Airbus.

El legado de las instalaciones vinculadas a la recuperación mejorada de petróleo (EOR), incluida la planta de procesamiento de gas Century, ha sido hasta ahora un aumento neto de las emisiones globales. Diversas fuentes demuestran que las operaciones de petróleo y gas en la Cuenca Pérmica, donde se ubica la planta, constituyen la mayor fuente de contaminación climática en Norteamérica y una de las principales contribuyentes al cambio climático a nivel mundial. 

Según el informe de investigación del Instituto Tecnológico de Massachusetts sobre la planta de procesamiento de gas Century, esta permite a Occidental Petroleum "desarrollar aproximadamente 500 millones de barriles de reservas a partir de activos que ya posee a un costo atractivo".

6. Petra Nova 

Operador: Anteriormente NRG Energy en asociación con JX Nippon Oil, 2017-2020; cerró en 2020 y ahora es propiedad exclusiva de JX Nippon, reinició sus operaciones en septiembre de 2023.

Ubicación: Adosado a una unidad en la central eléctrica WA Parish Power Plant, Richmond, Texas, EE. UU.

Capacidad máxima declarada durante las operaciones: 1.4 millones de toneladas de CO2/año

Método de almacenamiento: Recuperación mejorada de petróleo en el yacimiento petrolífero de West Ranch.

Subvenciones públicas: 190 millones de dólares

Lo que pronosticaron: una solución revolucionaria para las emisiones de combustibles fósiles.

Lo que realmente sucedió: No se alcanzaron los objetivos de captura; la reducción de la contaminación total por carbono fue mínima.

Antecedentes: Petra Nova reinició sus operaciones en septiembre, dos años después de su cierre al inicio de la pandemia de COVID-19, cuando el precio del petróleo crudo de Texas Occidental se desplomó. Esta unidad, la única de captura y almacenamiento de carbono (CCS) integrada en una central eléctrica de carbón en Estados Unidos, demostró su eficacia en la recuperación mejorada de petróleo (EOR) durante su primer período operativo. Sin embargo, análisis independientes revelan que no logró alcanzar sus objetivos de captura y, al considerar las emisiones del ciclo de vida, apenas redujo la contaminación global por carbono.

Considerada una solución revolucionaria para el aumento de las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de la industria de los combustibles fósiles, sus copropietarios, NRG Energy y la japonesa JX Nippon, prometieron en su momento que Petra Nova revolucionaría el sector y rescataría el futuro de la generación de electricidad a partir de combustibles fósiles.

El proyecto de mil millones de dólares (que incluye una subvención de 190 millones de dólares del Departamento de Energía de Estados Unidos en el marco de la Iniciativa de Carbón Limpio y un préstamo de 250 millones de dólares del gobierno japonés) está vinculado a una unidad de carbón de 654 megavatios de la gigantesca central eléctrica WA Parish, propiedad de NRG, cerca de Houston, Texas. 

Clasificada en 2019 como la novena central eléctrica con mayores emisiones de carbono en los EE. UU., las ocho unidades combinadas de carbón y gas fósil de Parish emiten anualmente más de 15.1 millones de toneladas de CO2 a la atmósfera.

Tras su captura y compresión, el CO2 se transporta por tuberías a más de 128 kilómetros de distancia hasta el yacimiento petrolífero de West Ranch para su recuperación mejorada de petróleo (EOR). Antes de la puesta en marcha de Petra Nova, apenas se extraían 300 barriles diarios del yacimiento. Sin embargo, durante el primer año de operaciones de Petra Nova, esa cifra se disparó a 4,000 barriles diarios . A medida que aumentaba la presión, la producción se multiplicó por 50, superando los 15 000 barriles diarios.

Pero cuando los precios del petróleo del oeste de Texas se desplomaron a finales de marzo de 2020, la captura y el secuestro de CO2 para la recuperación mejorada de petróleo dejaron de tener sentido económico, y sus propietarios paralizaron la planta hasta que mejoraran los mercados petroleros.  

En cuanto a si Petra Nova realmente capturaba el 90 por ciento del CO2, como afirman los promotores del proyecto, la investigación del IEEFA demuestra que rara vez capturó más del 75 por ciento del CO2 que pasaba. Oficialmente, el Departamento de Energía de EE. UU. afirma que capturó solo aproximadamente 3.9 millones de toneladas cortas de CO2 durante sus primeros tres años, una cifra inferior a los 4.6 millones de toneladas que esperaban los desarrolladores.

Sin embargo, al contabilizar el CO2 combinado producido por su turbina de gas dedicada; las fugas de CO2 y metano procedentes de la producción de gas fósil; así como las emisiones de carbono posteriores ocasionadas por el transporte de CO2 para la producción de EOR, el profesor de la Universidad de Stanford, Mark Z. Jacobson, determinó que, en el mejor de los casos , solo capturaba el 11 por ciento de las emisiones totales de carbono, sin siquiera tener en cuenta la contaminación derivada de los cientos de miles de barriles de petróleo que el CO2 capturado por Petra Nova extrajo del subsuelo.

El único propietario, JX Nippon Oil & Gas Exploration Corp., el mayor productor de petróleo de Japón, afirma con orgullo que el proyecto reiniciado logrará simultáneamente un aumento drástico en la producción de yacimientos petrolíferos antiguos, así como una reducción de las emisiones de CO2 a la atmósfera en Texas.

Con los precios del petróleo acercándose a los 100 dólares por barril, la financiación de Petra Nova, que sigue presentándose como un proyecto que beneficia al clima, vuelve a tener sentido. En adelante, las operaciones de recuperación mejorada de petróleo (EOR) financiarán nuevamente el funcionamiento del sistema de captura y almacenamiento de carbono (CCS), brindando una nueva oportunidad para demostrar la viabilidad a gran escala de esta tecnología, en lo que muchos consideran una prueba crucial para los esfuerzos por secuestrar y almacenar permanentemente el CO2 bajo tierra. 

El hecho de que Petra Nova prácticamente no haya hecho nada anteriormente para reducir realmente las emisiones totales de CO2 —más bien las haya aumentado— no se considera un error, sino una característica dado que su único propósito es capturar una parte de la contaminación de la planta para producir más petróleo, una tarea en la que ha demostrado sobresalir.

7. Proyecto Gorgona

Operador: Chevron (47.3 por ciento), ExxonMobil (25 por ciento), Shell (25 por ciento), 2017-presente

Ubicación: Isla Barrow, Australia Occidental, Australia

Capacidad máxima declarada durante las operaciones: 4 millones de toneladas de CO2/año

Subvenciones públicas: 60 millones de dólares australianos (47 millones de dólares estadounidenses)

Lo que dijeron que sucedería: una planta emblemática para almacenar el CO2 producido por la perforación en busca de gas en alta mar.

Lo que realmente sucedió: El proyecto comenzó años después de que se iniciaran las perforaciones; estuvo plagado de problemas técnicos que hicieron que se capturara menos de una cuarta parte de lo prometido.

Antecedentes: A Chevron y sus socios se les permitió construir la planta de GNL Gorgon, valorada en 54 millones de dólares, en la reserva natural de la isla Barrow por una sola razón: enterrar millones de toneladas de CO2 producido en yacimientos de gas marinos en una formación situada a gran profundidad bajo la isla.

En teoría, Gorgon tiene capacidad para almacenar hasta 4 millones de toneladas de CO2 al año y está legalmente obligada a capturar el 80 por ciento de sus emisiones , pero, según todos los indicios, ha fracasado estrepitosamente.

Aunque la planta de gas de Gorgon produjo su primer cargamento de GNL en marzo de 2016, la primera inyección de CO2 no comenzó hasta agosto de 2019, tres años y medio después de lo previsto. Y desde entonces, solo ha secuestrado, en promedio, menos de un millón de toneladas al año.

Según un informe de IEEFA de 2022, en el que prácticamente no transcurría un solo día en el que todos los elementos del sistema de inyección de CO2 de Gorgon funcionaran simultáneamente, Gorgon no había alcanzado sus objetivos de almacenamiento y emisiones en aproximadamente un 50 % durante sus primeros cinco años de funcionamiento.

Debido a las fugas de CO2 del depósito de almacenamiento de CO2 asignado a Gorgon, en diciembre de 2020, los reguladores redujeron la tasa de inyección permitida al 30 por ciento de la capacidad máxima hasta que Chevron pudiera reparar su sistema de gestión de presión sin fracturar la roca alrededor de los pozos de inyección y dañar permanentemente el rendimiento del sistema.

Según publicaciones australianas y de otros medios: Gorgon no logró enterrar 9.5 millones de toneladas de dióxido de carbono en sus primeros cinco años de operaciones. En respuesta a este déficit, en 2021 Chevron anunció que compraría 5.23 millones de toneladas de compensaciones de carbono (muchas de las cuales posteriormente resultaron ser basura ).

Según todos los indicios, Chevron sigue quedándose cada vez más rezagada en sus objetivos de captura y almacenamiento de CO2, pero el gigante de los combustibles fósiles no está siendo muy transparente sobre la magnitud de dicha rezago.

Lo que es seguro es que la refinación de gas de Chevron ha producido enormes volúmenes de CO2, de los cuales muy poco, si acaso alguno, ha sido “secuestrado”. 

No obstante, el gobierno australiano ha aprobado desde entonces dos nuevas y enormes áreas de almacenamiento de gases de efecto invernadero en alta mar, afirmando que la captura y almacenamiento de carbono (CCS) "tiene un papel vital que desempeñar" para ayudar al país a alcanzar sus objetivos de cero emisiones netas.

8. Sistema de captura y almacenamiento de carbono de Abu Dhabi Steel (Proyecto Al Reyadah) 

Operadores: ADNOC, Masdar, Emirates Steel (2016 – actualidad)

Ubicación: Mussafah, Emiratos Árabes Unidos

Capacidad máxima declarada durante las operaciones: 0.8 millones de toneladas de CO2/año

Método de almacenamiento: Recuperación mejorada de petróleo

Subvenciones públicas: No aplica

Lo que dijeron que sucedería: una planta siderúrgica se convertiría en una instalación respetuosa con el medio ambiente.

Lo que realmente sucedió: El CO2 capturado se utilizó para bombear más petróleo.

Antecedentes: Esta instalación, la única a gran escala del mundo para capturar las emisiones de la producción de acero, promete almacenar hasta el 90 % del CO2 generado en la planta de Emirates Steel, cerca de Abu Dabi. Desde allí, un gasoducto transporta el gas comprimido a los yacimientos petrolíferos terrestres, donde se utiliza para la recuperación mejorada de petróleo. La planta se inscribe en la tendencia de enfocar la tecnología de captura de carbono en las emisiones difíciles de reducir de sectores industriales como la producción de acero, cemento y productos químicos.

«El éxito de este proyecto sin duda impulsará proyectos similares en los Emiratos Árabes Unidos y en toda la región», declaró Sultan Ahmed Al Jaber, director de ADNOC, durante una entrevista en vídeo para promocionar el proyecto en 2014. Desde la construcción del proyecto Al Reyadah, los Emiratos Árabes Unidos han anunciado nuevos proyectos que multiplicarán por más de cinco la capacidad de captura de carbono del país. ADNOC afirma que invertirá 15.000 millones de dólares en «soluciones bajas en carbono», con especial énfasis en la recuperación mejorada de petróleo mediante CO₂.

Los planes de ADNOC están impulsando un auge en la recuperación mejorada de petróleo mediante CO2 en la Península Arábiga. En 2019, Qatar anunció un proyecto a gran escala para capturar CO2 proveniente del refinado de gas natural licuado y almacenarlo en formaciones geológicas, proyecto que también se ha vinculado a su eventual uso para la extracción de petróleo . La vecina Arabia Saudita construyó su primera planta de captura de carbono en 2015 para extraer petróleo de pozos petrolíferos en declive, y el año pasado declaró que una nueva instalación de captura de carbono, cuya puesta en marcha está prevista para 2027, se convertiría en la más grande del mundo, con el objetivo de capturar 44 millones de toneladas de dióxido de carbono al año para 2035.

9. Presa de Boundary 

Operador: Saskatchewan Power, 2014-presente

Ubicación: Estevan, Saskatchewan, Canadá

Capacidad máxima declarada durante las operaciones: 1 millones de toneladas de CO2/año

Método de almacenamiento: Recuperación mejorada de petróleo en el yacimiento petrolífero de Weyburn (90 por ciento), almacenamiento geológico (10 por ciento).

Subvenciones públicas: 240 millones de dólares canadienses (217 millones de dólares estadounidenses)

Lo que dijeron que sucedería: una planta de "carbón limpio" líder en el mundo.

Lo que realmente sucedió: Fracaso sistemático en el cumplimiento de los objetivos de captura; el CO2 capturado se utilizó para bombear más petróleo.

Antecedentes: Cuando se instaló una unidad de captura de carbono en una sección antigua de una central eléctrica de lignito en Canadá, se esperaba que la planta se convirtiera en una instalación de carbón limpio líder a nivel mundial. Para financiar la construcción, el gobierno canadiense aportó 240 millones de dólares canadienses para el proyecto de captura de carbono. La planta también resolvería el problema planteado por una ley canadiense aprobada en 2012, que obligaba al cierre de todas las centrales eléctricas de carbón con 50 años o más de antigüedad, a menos que contaran con una modernización para la captura de carbono. En el caso de la unidad de Boundary Dam, su vida útil habría expirado en 2019.

En lugar de alcanzar su objetivo anual de un millón de toneladas de CO2 capturadas al año, la planta ha tenido un rendimiento consistentemente inferior. Según los propios cálculos de la empresa , la planta está en camino de capturar 750 000 toneladas de CO2 en 2023, resultados similares a los de 2022. En 2021, la instalación de captura de carbono almacenó solo unas 442 000 toneladas, menos de la mitad de su capacidad anual prevista.

Esto sigue una tendencia similar de bajo rendimiento desde que Boundary Dam comenzó a operar en 2016, según un análisis de IEEFA. Los autores del informe identificaron el proyecto como "con dificultades" y constataron que apenas había alcanzado su objetivo de almacenamiento del 90 % en "ningún día". La mayor parte del CO2 capturado se enviaba al cercano yacimiento petrolífero de Weyburn para la recuperación mejorada de petróleo.

10. Búsqueda de CCS 

Operador: Shell PLC, 2015 – presente

Ubicación: Edmonton, Alberta, Canadá

Capacidad máxima declarada durante las operaciones: 1.3 millones de toneladas de CO2/año

Método de almacenamiento: Recuperación mejorada de petróleo

Subvenciones públicas: 745 millones de dólares canadienses (654 millones de dólares estadounidenses)

Lo que dijeron que sucedería: Presentado como un “ejemplo exitoso” del sector petrolero en la reducción de emisiones.

Lo que realmente sucedió: Se capturó menos del 50 por ciento de las emisiones, en relación con el objetivo del 90 por ciento; las emisiones totales compensaron el carbono capturado.

Antecedentes: Diseñada para capturar las emisiones de carbono de las operaciones de arenas bituminosas canadienses y almacenarlas bajo tierra, la planta Quest de Shell es la primera del mundo en producir comercialmente el llamado "hidrógeno azul". El hidrógeno azul es el término que utiliza la industria para referirse al hidrógeno producido mediante la combustión de gas fósil a través de la reformación de metano con vapor. El proceso en sí genera enormes volúmenes de CO2; de ahí la necesidad de convertir el hidrógeno en "azul" enterrando la contaminación producida bajo tierra.

Con 654 millones de dólares del coste total de 1 millones de dólares de Quest procedentes de subvenciones del gobierno canadiense, el operador de la planta, Shell, afirmó que esto les ayudaría a alcanzar su objetivo de "cero emisiones netas" para 2050, al tiempo que elogiaba el "apasionante trabajo" que se realiza allí para reducir las emisiones de fuentes industriales.

Aunque se ha promocionado como un "ejemplo exitoso" de cómo la captura y almacenamiento de carbono (CCS) está funcionando para reducir significativamente las emisiones de carbono, una investigación realizada en 2022 por Global Witness demostró que, a pesar de la captura de 5 millones de toneladas de CO2 entre 2015 y 2021, Quest liberó otros 7.5 millones de toneladas de gases de efecto invernadero durante el mismo período, y que solo se capturaba el 48 por ciento de las emisiones de carbono de la planta, muy por debajo de la tasa de captura de carbono del 90 por ciento prometida.

El estudio de Global Witness descubrió que la tasa de captura se reduce a solo el 39 por ciento cuando se incluyen otras emisiones de gases de efecto invernadero del proyecto de Shell.

11. Planta de combustibles sintéticos de las Grandes Llanuras 

Operador: (Basin Electric), 2000 - actualidad

Ubicación: Cerca de Beulah, Dakota del Norte, EE. UU.

Capacidad máxima declarada durante las operaciones: 3 millones de toneladas de CO2/año

Método de almacenamiento: Recuperación mejorada de petróleo en los yacimientos petrolíferos de Weyburn y Midvale.

Subvenciones públicas: 1.5 millones de dólares del Departamento de Energía de Estados Unidos.

Lo que pronosticaron: El mayor proyecto mundial para capturar el carbono producido por la quema de carbón.

Lo que realmente sucedió: El CO2 capturado se está utilizando para prolongar la vida útil de los yacimientos petrolíferos en Canadá en 25 años.

Antecedentes: La planta de combustibles sintéticos Great Plains de Dakota Gasification Company se enorgullece de capturar más CO2 procedente de la conversión de carbón que cualquier otra instalación en el mundo.

Partiendo de 18,000 toneladas de lignito extraído en la región, el más contaminante de todos los carbones, la planta de combustibles sintéticos de las Grandes Llanuras cocina y convierte el lignito en gas metano, que luego transforma en amoníaco para fertilizante, así como en otros productos químicos, al tiempo que elimina el CO2 producido para su eventual uso en la recuperación mejorada de petróleo. 

Desde el año 2000, la planta Great Plains Synfuels sigue siendo el único proyecto de captura y almacenamiento de carbono (CCS) que vende su CO2 a través de la frontera, comprimiéndolo hasta convertirlo en líquido y transportándolo mediante un oleoducto de 320 kilómetros hasta los yacimientos petrolíferos de Weyburn y Midale en Alberta. Cada tonelada de CO2 inyectada aumenta la producción de petróleo en Weyburn en casi tres barriles.

La operación de recuperación mejorada de petróleo mediante CO2 permitirá producir 130 millones de barriles adicionales de petróleo, extendiendo la vida comercial del yacimiento en aproximadamente 25 años.

Dakota del Norte, uno de los estados con mayor tendencia republicana de Estados Unidos, donde muchos consideran el cambio climático un engaño, ha aprovechado con entusiasmo la Ley de Reducción de la Inflación de la administración Biden, dados sus créditos fiscales por la captura y el almacenamiento de emisiones de CO2.

Con el objetivo de aprovechar esos créditos para aumentar los ingresos, la Comisión Industrial de Dakota del Norte aprobó recientemente por unanimidad una ampliación de 32 millas cuadradas del área de almacenamiento subterráneo de carbono procedente de la planta de combustibles sintéticos.

Aunque Great Plains envía 2 millones de toneladas de CO2 al año al yacimiento de Weyburn para la recuperación mejorada de petróleo (EOR), "hay otros 1.5 millones de toneladas de CO2 potenciales que se producen actualmente en esa planta y que no se están capturando, por lo que tienen la oportunidad de capturar esos 1.5 millones adicionales allí mismo y recibir una compensación", argumentó el gobernador de Dakota del Norte y presidente de la Comisión Industrial Estatal, Doug Burgam.

La directora del Departamento de Recursos Minerales del Estado, Lynn Helms, también afirmó que se necesitará más CO2 para sostener la producción regional de petróleo a largo plazo. Helms, quien solicitó más oleoductos de captura y almacenamiento de carbono (CAC) o de CO2, lamentó que la producción actual de CO2 solo cubra alrededor del 10 % de lo necesario para la recuperación mejorada de petróleo.

“Tenemos que encontrar la manera de que la captura y utilización del carbono se convierta en parte de la economía de Dakota del Norte o dejaremos miles de millones de barriles de petróleo bajo tierra”, dijo Helms en agosto.

12. Captura y almacenamiento de carbono (CAC) del yacimiento petrolífero presalino de la cuenca de Santos

Operador: Petrobras, 2012-presente

Ubicación: Océano Atlántico (300 km al oeste del estado de Río de Janeiro), Brasil

Capacidad máxima declarada durante las operaciones: 10.6 millones de toneladas de CO2/año

Método de almacenamiento: Recuperación mejorada de petróleo en la cuenca marina de Santos.

Subvenciones públicas: No aplica

Lo que pronosticaron: El mayor proyecto de captura y almacenamiento de carbono en alta mar del mundo reduciría drásticamente la huella de carbono de la industria.

Lo que realmente sucedió: El uso exitoso del CO2 capturado para expandir drásticamente la producción de petróleo en alta mar está desencadenando un nuevo auge petrolero.

Antecedentes: Petrobras, que opera en más de cien pozos en los vastos yacimientos petrolíferos de aguas ultraprofundas de Brasil, ostentaba la mayor cantidad de CO2 almacenado en 2022, aproximadamente una cuarta parte de la capacidad total de secuestro de carbono construida por el ser humano. La empresa afirma que, en el primer proyecto de este tipo a nivel mundial, la captura de carbono en alta mar ha reducido la huella de carbono del ciclo de vida de un barril de petróleo en un 39 por ciento. El CO2 utilizado para extraer petróleo en la Cuenca de Santos proviene del gas natural que también se produce en el yacimiento, el cual se separa en plataformas flotantes especializadas y se reutiliza para obtener beneficios adicionales.

El experimento de Petrobras ha dado excelentes resultados. La inyección de CO2 ha impulsado la productividad en la Cuenca de Santos, a pesar de que antes se la consideraba una zona difícil para la extracción de petróleo debido a las formaciones salinas del lecho marino, difíciles de perforar. En 2022, Petrobras reinyectó 10.6 millones de toneladas de CO2, una cifra líder a nivel mundial, dirigiendo el gas para extraer más petróleo, que posteriormente será refinado, transportado y quemado, emitiendo así más CO2 a la atmósfera. Recientemente, la compañía anunció su nuevo objetivo de reinyectar aproximadamente 80 millones de toneladas métricas de CO2 para 2025 en proyectos de captura y almacenamiento de carbono (CCS).

Otras importantes compañías petroleras que operan en aguas profundas podrían estar tomando nota, lo que podría impulsar un auge de la industria petrolera en alta mar en Brasil. Entre estas empresas internacionales se encuentra la noruega Equinor, que tiene como objetivo multiplicar por más de cinco su producción de petróleo en Brasil durante los próximos 10 años.

Información adicional de Dana Drugmand en Nueva York.

Esta noticia fue corregida el 22 de noviembre de 2024 para incluir el precio de 54 mil millones de dólares del proyecto Gorgon LNG. Una versión anterior indicaba erróneamente un costo de 5.5 mil millones de dólares.