En el sur de Alabama, un importante proyecto subterráneo de captura y almacenamiento de carbono (CCS, por sus siglas en inglés), el Pine Hills Storage Hub, está previsto que se construya en los bosques del condado de Covington.

Laurie Lundy, residente del cercano Bosque Nacional Conecuh, en terrenos que pertenecieron a los bisabuelos de su esposo, es una de las personas preocupadas por los impactos del proyecto. Afirmó que la falta de participación de la comunidad ha sido un gran problema.

El proyecto Pine Hills, propuesto por Reliant CCS, planea almacenar dióxido de carbono (CO2) bajo aproximadamente 104,000 acres propiedad de un fideicomiso de inversión inmobiliaria en terrenos forestales . El condado de Covington abarca un total de aproximadamente 660,000 acres.

Tras las protestas de los residentes, la Comisión del Condado de Covington aprobó por unanimidad una resolución en contra del proyecto . Las autoridades estatales también presentaron una legislación que permitiría a los residentes votar sobre la prohibición de los pozos de CCS en el condado; sin embargo, el proyecto de ley fue aplazado por un comité estatal en febrero, cuyo presidente, Andy Whitt, expresó su preocupación por el impacto que la legislación tendría en otros condados y en los derechos de los propietarios. Whitt no respondió a la solicitud de comentarios.

A Lundy le preocupa que los votantes aún no sean escuchados en su estado, ni en otros que acogen con beneplácito los proyectos de CCS, a pesar de la oposición de las comunidades donde planean construirlos.

“Si mi voto es suficiente cuando voy a votar para elegir a alguien”, preguntó, “¿por qué se está suprimiendo mi voto en este tema, en CCS?”.

A medida que miles de millones de dólares se invierten en una avalancha de proyectos de captura y almacenamiento de carbono (CCS) en todo Estados Unidos, a menudo para ayudar a almacenar las emisiones generadas por las centrales de combustibles fósiles que alimentan los centros de datos, los funcionarios gubernamentales responsables de regular ese carbono subterráneo están cambiando.

La Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA) regula la inyección de fluidos, incluidas las aguas residuales de la perforación de petróleo y gas hasta el CO2, en pozos de almacenamiento subterráneo para proteger el agua potable que proviene de fuentes subterráneas.

Pero al mismo tiempo que la industria de la captura y almacenamiento de carbono (CCS) se expande rápidamente, su regulación se está descentralizando a medida que más estados buscan asumir la autoridad reguladora de la EPA, una medida que cuenta con el apoyo tanto del gobierno federal como de los intereses de los combustibles fósiles.

Este cambio se produce en un momento crucial para la captura y almacenamiento de carbono (CCS). La EPA ha aprobado hasta la fecha tan solo 19 permisos para pozos de almacenamiento de carbono de Clase VI , pero está revisando otras 142 solicitudes, un tercio de las cuales se presentaron el año pasado. Esta cifra no incluye las decenas de solicitudes presentadas en los estados que ya supervisan proyectos de CCS.

A diferencia de los pozos más antiguos, que se centran en extraer más petróleo de yacimientos en declive , los pozos de Clase VI están diseñados exclusivamente para el almacenamiento permanente de carbono, que debe permanecer enterrado durante 10 000 años para evitar impactos climáticos, según una investigación liderada por la Universidad de Cambridge. Sin embargo, esta categoría de pozos es tan reciente que algunos de los riesgos a largo plazo aún están surgiendo.

“Realmente no sabemos dónde van a terminar muchos de los tropiezos”, dijo Forrest Smith, ingeniero petrolero y director de ingeniería de TAQ Energy, a DeSmog.

Smith, especialista en el sellado, abandono y regulación de pozos —y cuyos proyectos actuales incluyen un par de pozos de Clase VI en las primeras etapas de planificación—, afirmó que la nueva designación de pozos conlleva un proceso de ingeniería y revisión que, en general, es "mucho más estricto" que los requisitos para los pozos de petróleo y gas, algo que le complace, aunque espera que los proyectos "sean sometidos a una revisión muy exhaustiva" antes de su uso. 

En cuanto a la capacidad de los estados para asumir ese proceso, Smith, quien trabajó anteriormente para el Servicio de Parques Nacionales, afirmó que depende de "cómo se gestione el estado", pero que los estados grandes con muchos ingresos probablemente no tendrían problemas, mientras que otros, que "no cuentan con los recursos necesarios para trabajar en pozos de petróleo y gas", podrían tener dificultades para regular los proyectos de captura y almacenamiento de carbono (CCS). Añadió que le gustaría ver una "fusión" en la que la EPA conserve mayor autoridad, pero siga involucrando a los estados en el proceso.

La EPA se ha mostrado deseosa de ceder la autoridad reguladora, como lo demuestran los documentos que la organización de investigación Fieldnotes compartió con DeSmog.

Las propuestas de proyectos de captura y almacenamiento de carbono (CCS) también se ven impulsadas por importantes subsidios federales . El IEEFA estimó que los créditos fiscales ofrecidos podrían costar a los contribuyentes más de 835 mil millones de dólares , o 5,200 dólares por contribuyente federal, durante un período de 18 años. Mientras tanto, el uso de CCS en centrales de gas —que aún no se ha implementado a escala comercial— podría duplicar los costos de generación de energía.

Además de las dudas sobre la eficacia y los costes iniciales de la captura y almacenamiento de carbono (CCS), los investigadores, los grupos de defensa y las comunidades cercanas a proyectos de CCS, como el de Lundy, están preocupados por los riesgos medioambientales, para la salud pública y financieros a largo plazo que conlleva, así como por la capacidad de los organismos reguladores, ya sean estatales o federales, para evitar que se produzcan esos problemas.

Alertas tempranas

El primer pozo permanente de almacenamiento de carbono en funcionamiento del país, ubicado en Decatur, Illinois, ofrece un ejemplo de los problemas a los que podrían enfrentarse los reguladores a medida que la industria se expande, y para los que los estados deben estar preparados a medida que la supervisión se aleja cada vez más de la EPA.

El proyecto, propiedad del gigante multinacional de procesamiento de alimentos y materias primas Archer Daniels Midland (ADM), recibió 281 millones de dólares en fondos federales y comenzó a almacenar CO2 procedente de la planta de etanol adyacente de ADM en 2017.

En marzo de 2024, ADM descubrió una fuga de CO2. La empresa, que ya había reportado fugas menores en 2021 y 2022 , esperó hasta julio para notificar a la EPA, que alegó que la compañía "violó su permiso al no monitorear el pozo de inyección". El público, y algunos funcionarios locales y estatales, no se enteraron de la fuga hasta que E&E News y otros medios, incluyendo DeSmog , informaron al respecto en septiembre de ese mismo año.

En los meses transcurridos entre la detección de la fuga y las notificaciones, la ciudad de Decatur formalizó un acuerdo de servidumbre para que ADM capturara CO2 bajo el lago Decatur , y el gobernador JB Pritzker promulgó la Ley SAFE CCS de Illinois . El concejal David Horn declaró que el conocimiento previo de la fuga pudo haber influido en los términos de dichos acuerdos.

El incidente ocurrió bajo la supervisión de la EPA, y no bajo un programa estatal de Clase VI. Esto hace que el caso de Decatur sea particularmente relevante, ya que el gobierno federal insta a más estados a asumir la responsabilidad de estos pozos. Si pueden surgir problemas significativos de monitoreo y divulgación bajo la supervisión federal directa, ¿qué medidas de protección se implementarán a medida que cientos de pozos propuestos avancen en un sistema regulatorio cada vez más administrado por los estados, algunos de los cuales, según grupos ambientalistas y otros, tienen un historial deficiente en la supervisión de los pozos de petróleo y gas existentes?

Según E&E News, las inyecciones de CO2 en la planta de Decatur cesaron durante aproximadamente un año tras la fuga , que, según ADM, involucró varios miles de toneladas métricas de fluido.

Aun así, el año pasado, Google anunció “un acuerdo corporativo pionero para respaldar una central eléctrica de gas con captura y almacenamiento de carbono (CCS) ”. La central, Broadwing Energy Center , ayudará a alimentar los centros de datos de Google y utilizará las instalaciones de ADM para almacenar CO2.

Según la página web de Broadwing, "una vez que esté en pleno funcionamiento, se espera que se capture más del 90 por ciento del dióxido de carbono (CO2) producido por la planta", y el proyecto "servirá de modelo para reducir las emisiones de carbono en todo el mundo".

La empresa desarrolladora del proyecto, Low Carbon Infrastructure, y la oficina de prensa de Google no respondieron a varias preguntas.

En comparación con otros pozos, los pozos de Clase VI presentan un riesgo de fugas y problemas estructurales considerablemente mayor, según un estudio publicado el mes pasado en la revista Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering . El estudio concluyó que las directrices tradicionales son insuficientes para garantizar la integridad del pozo a largo plazo en condiciones de inyección agresivas, especialmente al inyectar en yacimientos de petróleo y gas agotados.

Además de la posibilidad de fugas que contaminen el medio ambiente y las aguas subterráneas, debido a la presión y concentración de CO2, también existe la preocupación de que una ruptura repentina pueda liberar una nube de CO2 a baja altura que envenene a quienes se encuentren cerca. Un incidente de este tipo ocurrió en Misisipi en 2020, cuando la exposición al CO2 de un oleoducto que explotó provocó la hospitalización de al menos 45 personas. La Administración de Seguridad de Materiales Peligrosos y Oleoductos del Departamento de Transporte de los Estados Unidos acusó al operador del oleoducto de múltiples infracciones.

Las instalaciones de captura y almacenamiento de carbono (CCS) también necesitarán más gasoductos para transportar el CO2. Según un informe del Congreso, en 2022 Estados Unidos contaba con aproximadamente 5,000 millas de gasoductos de CO2, pero podría alcanzar las 66 000 millas para 2050. En enero de 2025 se propusieron nuevos requisitos federales para los gasoductos de CO2 , pero fueron retirados en virtud de una de las órdenes ejecutivas de Trump.

Transferencia de responsabilidad a los reguladores estatales

A pesar de los constantes desafíos regulatorios, muchos estados desean asumir la responsabilidad. Sus defensores argumentan que los estados pueden revisar los proyectos más rápidamente que la EPA y que el proceso se beneficia de la experiencia geológica local.

El año pasado, la EPA otorgó autoridad de supervisión a tres estados más, elevando el total a seis: Arizona, Luisiana, Dakota del Norte, Texas, Virginia Occidental y Wyoming. También propuso que se aprobara la solicitud de Colorado en marzo. Alrededor de una docena de otros estados, territorios y tribus están solicitando la primacía de Clase VI o planean hacerlo.

Según los documentos de Fieldnotes, la EPA está fomentando la transferencia de autoridad regulatoria a los estados. Los puntos clave preparados para el administrador de la EPA, Lee Zeldin, antes de un evento de la coalición de centros de datos, señalaban que "la EPA de Trump continúa apoyando la generación de gas natural" para alimentar los centros de datos mediante la simplificación del proceso de permisos de Clase VI; y Bill Bates, otro funcionario de la EPA, dijo en una reunión de la Comisión Interestatal del Pacto de Petróleo y Gas (IOGCC) el año pasado que Zeldin había ordenado a la agencia " agilizar " las aprobaciones para la concesión de permisos a pozos de Clase VI y que los estados asumieran la autoridad.

La EPA declaró en un comunicado que "revisa minuciosamente cada solicitud en estrecha coordinación con el estado para garantizar que el programa prioritario cumpla adecuadamente con todos los requisitos de la Ley de Agua Potable Segura", pero no respondió directamente a una pregunta sobre qué cambios, si los hubiera, ha conllevado la tramitación acelerada.

Muchos miembros y funcionarios designados de la IOGCC, una agencia cuasi gubernamental dedicada a informar sobre las regulaciones del petróleo y el gas , son lobistas, abogados y ejecutivos de la industria. Julia Kane , investigadora de Fieldnotes, la describió como una entidad "completamente cooptada por los intereses del petróleo y el gas".

La promoción de proyectos de captura y almacenamiento de carbono (CCS) por parte de la agencia y la idea de que los estados deberían regularlos comenzaron en la década de 2000, según muestran los documentos. Lo mismo ocurrió con la sugerencia de que los operadores deberían poder utilizar la expropiación forzosa para reclamar terrenos privados para su uso en CCS , un aspecto del programa Clase VI de Luisiana que ha provocado indignación.

Grupos ambientalistas de Luisiana presentaron una demanda impugnando la decisión de la EPA de otorgar al estado autoridad de supervisión, la cual fue desestimada. Posteriormente, el gobernador de Luisiana, Jeff Landry, impuso una moratoria a las solicitudes de nuevos proyectos de captura y almacenamiento de carbono (CCS).

La aprobación por parte de otros estados de la regulación de los pozos de almacenamiento de carbono ha generado una oposición similar.

En teoría, las regulaciones estatales de Clase VI deben ser "al menos tan estrictas" como las de la EPA, según el Congreso, pero algunos críticos dicen que eso no está sucediendo, y los antecedentes de sus estados sugieren que no se puede confiar en que supervisen adecuadamente los proyectos de captura y almacenamiento de carbono (CCS).

Una demanda presentada por grupos de Virginia Occidental argumenta que la EPA "no tuvo en cuenta las pruebas documentales de que Virginia Occidental no había implementado eficazmente al menos tres programas ambientales federales similares", y que las regulaciones de Clase VI del estado no son tan estrictas como las de la EPA.

Antes de que Texas comenzara a regular los pozos de captura y almacenamiento de carbono (CCS) en 2025, varios grupos ambientalistas enviaron una petición a la EPA en la que detallaban los problemas de los programas de pozos existentes en Texas y solicitaban que se revocara la autoridad del estado . La EPA declaró que evaluaría los problemas y, posteriormente , rechazó la petición , argumentando que no demostraba que Texas no estuviera cumpliendo con los requisitos.

La EPA también recibió una carta del Environmental Integrity Project, un grupo de vigilancia ambiental, que alertaba sobre miles de pozos en Texas con permisos de CO2 que presentaban importantes incumplimientos normativos . Incluso congresistas escribieron a la EPA señalando que la Comisión Ferroviaria de Texas (RRC), que supervisaría los proyectos de captura y almacenamiento de carbono (CCS) del estado, “tiene un historial lamentable de regulaciones y cumplimiento laxos que priorizan a los ejecutivos de combustibles fósiles por encima del bienestar de nuestras comunidades”.

El sistema de seguimiento de solicitudes de permisos de Clase VI de Texas actualmente registra 18 proyectos. El proyecto Brown Pelican de Occidental Petroleum, el primero en ser aprobado —que la EPA revisó antes de que Texas asumiera la supervisión— ya ha generado preocupación. La IEEFA afirma que los borradores de los permisos presentaban “medidas de emergencia y remediación inadecuadas y garantías financieras insuficientes”.

RRC no respondió a la solicitud de comentarios.

Tras hacerse públicos los problemas relacionados con los pozos en Illinois y Texas, más de 150 grupos instaron a la EPA a detener las inyecciones de CO2 en los pozos existentes y a dejar de aprobar nuevas solicitudes. Los representantes estadounidenses Sean Casten (demócrata por Illinois) y Jared Huffman (demócrata por California) enviaron una carta a Zeldin el año pasado con peticiones similares, que incluían una lista de preguntas sobre cómo la EPA revisa y supervisa las solicitudes y los proyectos de pozos de inyección subterránea.

Jacob Vurpillat, asesor principal y director de comunicaciones de Casten, compartió la respuesta de la EPA, que decía, en parte, que, “para impulsar el gran resurgimiento estadounidense, la EPA está trabajando para promover la producción de energía en los Estados Unidos protegiendo al mismo tiempo la salud humana y el medio ambiente; este esfuerzo requiere un federalismo cooperativo y una reforma específica de los permisos”. También decía que lograr que los estados asuman la regulación de los pozos de CO2 “es una prioridad para la EPA”.

Vurpillat afirmó que la carta "no responde realmente a las preguntas planteadas por el representante Casten", quien "sigue preocupado por la supervisión y la revisión de los proyectos de pozos por parte de la EPA".

Cuestiones de responsabilidad futura

Detrás de las preocupaciones sobre la seguridad y la eficacia de los proyectos de captura y almacenamiento de carbono (CCS) subyace la cuestión de quién pagará las consecuencias si las cosas salen mal en los años venideros.

Algunos estados ya enfrentan costos de limpieza y sellado de pozos de petróleo y gas abandonados y sin explotar, que ascienden a miles de millones de dólares, y los reguladores han tenido dificultades para lograr que las compañías petroleras y gasíferas cumplan con la normativa, ya que tienen pocos incentivos para pagar las limpiezas a posteriori. Existe la preocupación de que ocurra lo mismo con los pozos de CO2.

“Me gustaría que se explicara con más detalle el futuro de estos proyectos [CCS]”, dijo Smith, el ingeniero, quien considera que la responsabilidad a largo plazo y la garantía financiera son el mayor problema para estos pozos.

“Hay empresas que dicen ‘vamos a estar aquí hasta que se acabe el sol’, y luego, ya sabes, la semana que viene desaparecen”, dijo.

Parte del sector ya ha tomado medidas para evitar la responsabilidad a largo plazo. Sin un mecanismo para transferir la responsabilidad a largo plazo de los pozos de almacenamiento de CO2 a los estados, las onerosas implicaciones podrían impedir que los proyectos se lleven a cabo, según señalaba un informe del IOGCC de 2007.

Según Kane, de Fieldnotes, "la gran mayoría del dinero destinado a actividades de lobby en relación con la captura y almacenamiento de carbono (CCS) proviene de la industria del petróleo y el gas". Kane escribió una investigación que puso de relieve los esfuerzos coordinados de las principales empresas para obtener beneficios de los proyectos de CCS y transferir la supervisión de la EPA a los estados.

“En realidad están intentando trasladar el riesgo a los contribuyentes”, afirmó.

Una vez que un pozo de Clase VI deja de recibir inyecciones de CO2, la empresa conserva la responsabilidad durante un tiempo. La EPA estableció un período predeterminado de 50 años después de la inyección , pero los estados con autoridad regulatoria pueden fijar un plazo diferente. Wyoming, por ejemplo, exige que la empresa que opera los pozos siga siendo responsable del monitoreo de fugas y otros problemas durante solo 10 años.

Alabama, donde Lundy y otros miembros de su comunidad se oponen al proyecto CCS propuesto, aún está solicitando autorización para operar pozos de Clase VI. Al igual que Wyoming, aprobó una ley en 2024 que permite a las empresas eximirse de responsabilidad tras una década. La ley también permite a los operadores agrupar áreas de almacenamiento subterráneo con el consentimiento de dos tercios de los propietarios afectados y realizar esfuerzos comercialmente razonables para limitar el impacto adverso en el uso de la superficie en las propiedades de los propietarios que no dieron su consentimiento. Reliant, la empresa de desarrollo y políticas de CCS con sede en Colorado, propietaria del proyecto Pine Hills, declaró en un comunicado que desempeñó un papel fundamental en la legislación y lideró su redacción. La empresa no respondió a la solicitud de comentarios.

En respuesta a una pregunta de DeSmog sobre la responsabilidad posterior a la inyección de CO2 en pozos, un comunicado de la EPA indicó que los operadores o propietarios deben monitorear el sitio "hasta que la agencia correspondiente determine que el proyecto ya no representa un riesgo para las fuentes subterráneas de agua potable" y apruebe su cierre.

Los diversos requisitos que las empresas deben cumplir para proporcionar garantías financieras futuras para las operaciones de pozos de petróleo y gas, a menudo mediante bonos, históricamente se han fijado muy por debajo de los costos reales de las labores de limpieza y sellado. A nivel nacional, los bonos disponibles cubrirían aproximadamente el 1 % de los 280 mil millones de dólares que costaría la limpieza de los pozos abandonados.

Ahora, algunas de las mismas empresas de petróleo y gas, que en ocasiones tienen miles de pozos inactivos a la espera de ser limpiados, se apresuran a construir proyectos de captura y almacenamiento de carbono (CCS).

“Todo esto es un completo despilfarro”, declaró a DeSmog Liza Tucker , defensora de la energía en la organización sin fines de lucro Consumer Watchdog. Recientemente publicó un informe que examina los riesgos derivados de los proyectos de captura y almacenamiento de carbono (CCS), especialmente en California, donde California Resources Corporation (CRC), su mayor productora de petróleo y gas , completó recientemente el primer pozo de Clase VI del estado como parte de su proyecto Carbon TerraVault. La EPA regula los pozos de almacenamiento de carbono de California, pero el estado cuenta con su propio programa de captura de carbono.

California tiene decenas de miles de pozos sin sellar , cuyo sellado podría costar al menos 13 millones de dólares, pero las compañías de petróleo y gas solo han aportado una fracción de esa cantidad en fianzas.

Mientras tanto, según Tucker, los reguladores estatales no han hecho cumplir las leyes de fianzas vigentes.

“No queremos que los californianos se queden con el problema de miles de millones de dólares”, le dijo a DeSmog.

Jacob Roper, subdirector del Departamento de Conservación de California, declaró que "la captura y almacenamiento de carbono ya es un objetivo para muchos de nuestros programas de conservación" y que su departamento y otros siguen trabajando para crear un marco para la captura y almacenamiento de carbono (CCS).

Afirmó que el departamento "exige fianzas con las tasas y cantidades especificadas en el código de recursos públicos del estado" y que, en última instancia, "queremos garantizar que cada pozo se selle y clausure al final de su vida útil para proteger la salud pública, la seguridad pública y el medio ambiente".

En respuesta a las preguntas de DeSmog, Hailey Bonus, Directora Sénior de Asuntos Externos de CRC, proporcionó un enlace a una sección de preguntas frecuentes sobre Carbon Terravault.

Smith afirmó que cree que el "éxito a largo plazo" de los pozos de Clase VI dependerá de la monitorización continua y de "asegurarse de que exista una vía clara de responsabilidad que no acabe recayendo sobre el contribuyente".

Cuando se le preguntó sobre la capacidad de los pozos para almacenar CO2 de forma permanente, dijo que cree que, en general, no habrá problema "siempre y cuando se realicen las debidas diligencias", lo que incluye monitorear y mantener cualquier pozo cercano al que pudiera filtrarse el CO2 almacenado, algo que, según él, puede ser difícil y costoso.

En cuanto al “largo, largo plazo”, dijo, “realmente no lo sabemos”.

Mientras tanto, en Alabama, Lundy y otros esperan a ver qué sucede con el proyecto de captura y almacenamiento de carbono de Pine Hills, y con la legislación que les daría voz y voto sobre si las empresas pueden bombear CO2 a su condado.

Algunos dicen que el proyecto ya está decidido y que no hay nada que hacer al respecto, comentó Lundy. Pero ella sigue involucrada debido al legado que esa tierra representa para familias como la suya.

“Se trata de nuestra agua, de nuestras propiedades, del bosque nacional”, afirmó. “No habrá concesiones cuando se trata de empresas con miles de millones de dólares; eso incluye a nuestro gobierno”, añadió. Aun así, señaló: “La gente necesita saber qué está pasando. El problema no va a desaparecer”.