El cambio más importante reciente en la captura de carbono es financiero, más que científico. En marzo de 2026, la Agencia Internacional de Energía (AIE) informó que más de 30 proyectos de captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS) habían alcanzado la decisión final de inversión en los dos años anteriores, mientras que la inversión anual se había multiplicado por más de quince desde 2020, superando los 5.000 millones de dólares en 2025. El mismo informe de la AIE indicó que se habían recaudado más de 15.000 millones de dólares en deuda comercial en dos años, concentrada principalmente en mercados donde los gobiernos habían reducido los riesgos específicos de los proyectos. Véase el informe de la AIE de marzo de 2026, «Financiación de CCUS a gran escala» .
Esto es importante porque el cuello de botella comercial ha cambiado. Las tecnologías centrales de captura ya no son la única cuestión. Un proyecto ahora debe demostrar que la planta de captura, el sistema de acondicionamiento de CO₂ , el gasoducto o barco, el sitio de almacenamiento, los permisos, el programa de monitoreo y los contratos de ingresos funcionarán en conjunto durante décadas. La actualización de proyectos de la IEA de 2026 encontró que la capacidad de captura operativa o en construcción era más de un 10 % superior a la de la actualización anual anterior, mientras que la capacidad de almacenamiento aumentó en aproximadamente un 25 %. Al mismo tiempo, muchos proyectos planificados se retrasaron hacia 2035, lo que demuestra que un gran gasoducto no es lo mismo que un proyecto financiable. Los datos subyacentes están disponibles en la base de datos de proyectos CCUS de la IEA, actualizada en marzo de 2026 .
Acción para los desarrolladores de proyectos: elaboren el plan de negocio en torno a toda la cadena de CO₂ . Una unidad de captura técnicamente excelente tiene poco valor si el transporte se retrasa, no se dispone de capacidad de almacenamiento o el contrato de ingresos no cubre el perfil operativo.
Una idea errónea común es que el CO₂ capturado por sí solo suele ser suficiente para financiar el proyecto. En realidad, la AIE describe el CO₂ como un recurso con poco valor intrínseco de mercado y una demanda limitada por sí solo. Por lo tanto, la mayoría de los proyectos viables monetizan algo más: el valor de cumplimiento normativo, un crédito fiscal, un pago a largo plazo respaldado por el gobierno, una prima por productos con bajas emisiones de carbono, un crédito por eliminación de carbono o una tarifa por el servicio de transporte y almacenamiento.
| Modelo de negocio | ¿Qué genera ingresos? | Riesgo comercial típico |
|---|---|---|
| modelo de crédito fiscal | Un pago o crédito vinculado a toneladas verificadas capturadas y almacenadas de forma segura o utilizadas de maneras que cumplan con los requisitos. | Elegibilidad, capacidad tributaria o transferibilidad, desempeño y medición |
| Contrato por diferencia o apoyo a largo plazo | Un contrato que reduce en parte la brecha entre los costes de producción bajos en carbono y el valor de mercado. | Duración del contrato, precios de referencia, disponibilidad y riesgo de cambio de legislación. |
| Utilidad de transporte y almacenamiento | Tarifas por el traslado, inyección y gestión de CO2 para múltiples clientes. | Riesgo de volumen, interrupciones en la cadena de suministro, infraestructura subutilizada y responsabilidad a largo plazo. |
| Prima de producto baja en carbono | Los clientes pagan más por cemento, acero, productos químicos o combustibles con menores emisiones verificadas durante su ciclo de vida. | Profundidad de la demanda, normas de certificación y disposición a pagar |
| Salida de eliminación de carbono | Los compradores contratan sistemas duraderos de eliminación de contaminantes provenientes de la captura directa de aire o de bioenergía con captura y almacenamiento de carbono. | Calidad crediticia, permanencia, metodología y demanda de los compradores a largo plazo. |
Estados Unidos ofrece un claro ejemplo de un flujo de ingresos basado en el rendimiento. La guía de la Sección 45Q del IRS describe un crédito federal para el óxido de carbono calificado que se captura y almacena de forma segura, se utiliza en la recuperación mejorada calificada o se utiliza de maneras específicas. El IRS también indica que el crédito puede ser elegible para pago directo o transferencia, sujeto a los requisitos legales. En el Reino Unido, el gobierno ha continuado actualizando marcos comerciales separados para la captura, el transporte y el almacenamiento industrial; su recopilación de modelos de negocio de CCUS se actualizó en julio de 2026 .
Recomendaciones para los inversores: consideren el mecanismo de ingresos como parte fundamental del diseño de ingeniería. Una planta dimensionada para maximizar la rentabilidad puede no ser óptima si el contrato solo recompensa ciertas horas de operación, productos o volúmenes de almacenamiento verificados.
Separar el CO₂ de una corriente industrial concentrada suele ser más fácil que extraerlo de un gas de combustión diluido. Por eso, el procesamiento de gas natural, la fermentación de etanol y algunos procesos químicos han ofrecido históricamente una rentabilidad de captura más favorable que los hornos de cemento o los gases de escape de las centrales eléctricas. En un análisis de 2021, la AIE estimó costes de captura ilustrativos de aproximadamente 15-25 dólares por tonelada para algunas corrientes industriales de alta pureza y de 40-120 dólares por tonelada para aplicaciones más diluidas. Estas son estimaciones históricas, no cotizaciones para 2026, pero la lección de ingeniería sigue siendo válida: la concentración, la presión, los contaminantes, la disponibilidad de vapor, los precios de la energía y la integración de la planta afectan en gran medida al coste. Véase el análisis de la AIE ¿ Es demasiado cara la captura de carbono ?
Los sistemas de aminas postcombustión son sistemas consolidados y fáciles de adaptar, pero la regeneración del disolvente consume calor. La separación precombustión puede ser eficaz cuando el proceso ya genera una corriente concentrada de CO₂ . Los sistemas de oxicombustión modifican el entorno de combustión para producir gases de escape ricos en CO₂ . Las membranas, los adsorbentes sólidos y los disolventes más recientes pueden resultar atractivos en rangos específicos de presión, pureza y temperatura.
Acción para los ingenieros: comparar tecnologías en el mismo sistema. Incluir la extracción de vapor, la electricidad, la refrigeración, la compresión, la sustitución de disolventes, el agua, el tiempo de inactividad y el efecto en la planta principal, no solo la capacidad nominal del módulo de captura.
El CO₂ capturado debe cumplir con las especificaciones de transporte y almacenamiento. El agua, el oxígeno, los compuestos de azufre y otras impurezas pueden afectar la corrosión, el comportamiento de fases, el diseño del compresor y la aceptación del almacenamiento. Por lo tanto, un centro con múltiples emisores requiere especificaciones de calidad de CO₂ y procedimientos acordados para el gas que no cumpla con dichas especificaciones.
Medidas para los desarrolladores de centros de datos: definan los límites de composición y la medición de la transferencia de custodia antes de la selección final del equipo. De lo contrario, el perfil de impurezas de un emisor puede convertirse en un problema de fiabilidad para toda la red.
Los grandes volúmenes constantes suelen favorecer el uso de oleoductos, mientras que los barcos pueden conectar emisores costeros dispersos con almacenamiento en alta mar y contribuir a la creación de un mercado antes de que se construyan todos los oleoductos. La infraestructura compartida puede reducir la duplicación, pero también genera riesgos en toda la cadena de suministro: una planta de captura puede estar lista mientras que el almacenamiento no lo está, o una interrupción en el transporte puede obligar a un emisor a reducir la captura.
Noruega ofrece una señal comercial útil. El sistema de transporte y almacenamiento Northern Lights del país se convirtió en el primer centro de almacenamiento de CO₂ dedicado a este fin en comenzar a operar en Europa, según la revisión de la AIE de 2026. En junio de 2025, Noruega aprobó una expansión de la Fase 2 que, según el gobierno, aumentaría la capacidad de transporte y almacenamiento de 1,5 millones a al menos 5 millones de toneladas de CO₂ por año. Véase el anuncio del Ministerio de Energía de Noruega .
Medidas para los clientes de redes compartidas: negociar soluciones para retrasos en la puesta en marcha, déficits de capacidad, interrupciones del servicio y emisiones de CO₂ fuera de especificación . El contrato de red es tan importante para la viabilidad financiera como el contrato EPC de captación.
El almacenamiento permanente requiere la caracterización del yacimiento, el diseño de pozos de inyección, el modelado de la pluma y la presión, el monitoreo, la planificación de acciones correctivas y las obligaciones de cierre. En Estados Unidos, los requisitos de la EPA Clase VI incluyen la caracterización del sitio, el modelado de la pluma de CO₂ y el frente de presión, las normas de construcción de pozos y el monitoreo destinado a proteger las fuentes subterráneas de agua potable. Los detalles se resumen en la página de secuestro geológico de la EPA Clase VI .
La Unión Europea también está intentando transformar el almacenamiento, de una limitación específica de cada proyecto a una infraestructura estratégica. El artículo 20 de la Ley de la UE sobre la Industria con Cero Emisiones Netas establece el objetivo de alcanzar una capacidad de inyección de CO₂ de al menos 50 millones de toneladas anuales para 2030 en los emplazamientos de almacenamiento de la UE que cumplan los requisitos. Se trata de un objetivo de infraestructura, no de una garantía de que se capture e inyecte una cantidad equivalente. El texto legal está disponible a través de EUR-Lex .
Recomendación para los promotores del proyecto: comience la evaluación del almacenamiento cuanto antes. Una planta de captura se puede diseñar más rápido de lo que se puede caracterizar, autorizar y financiar un recurso de almacenamiento.
Verificado: los sistemas de captura pueden eliminar una gran parte del CO₂ de determinados flujos de proceso. Depende del proyecto: el porcentaje real capturado, la penalización energética, las emisiones de combustible aguas arriba, las fugas de metano, las calderas auxiliares y las emisiones del transporte varían según el diseño. No se determina únicamente con la frase «equipado con CCS»: si el ciclo de vida completo es prácticamente nulo.
El trabajo de ingeniería de la AIE señala que muchos sistemas de fuente puntual maduros se han diseñado históricamente en torno a una captura de aproximadamente el 85 %-90 %, mientras que tasas de captura superiores al 98 % pueden ser técnicamente factibles para algunas tecnologías de separación maduras con equipos y energía adicionales. Véase la revisión de la AIE sobre la innovación en la tecnología CCUS .
Acción: solicitar un balance de emisiones del ciclo de vida y un balance de masas, no solo un porcentaje de captura nominal.
Una mayor captura puede reducir las emisiones residuales, pero el incremento en la cantidad de carbono extraído podría requerir mayor superficie de absorción, circulación de disolvente, calor, compresión o modificaciones en el proceso. El diseño comercial óptimo depende del valor de las emisiones evitadas, las condiciones contractuales, los precios de la energía y el perfil operativo previsto de la planta.
Acción: modelar el costo marginal por tonelada adicional capturada en varios objetivos de tasa de captura, en lugar de seleccionar un porcentaje antes de que el modelo económico esté completo.
El CO₂ puede utilizarse en combustibles, productos químicos, materiales de construcción y otros productos, pero su valor climático depende de su origen, la energía necesaria para su conversión, el tiempo que permanece fuera de la atmósfera y el producto o proceso que sustituye. El almacenamiento geológico está diseñado para el confinamiento a largo plazo; las vías de utilización requieren su propio análisis del ciclo de vida.
Acción: separar las toneladas “capturadas”, “utilizadas”, “almacenadas de forma duradera” y “evitadas” en los informes del proyecto, en lugar de tratarlas como intercambiables.
Un único emisor que debe financiar su propio gasoducto y planta de almacenamiento incurre en enormes costos fijos de infraestructura. Un centro logístico puede agrupar volúmenes provenientes de plantas cementeras, refinerías, plantas de tratamiento de residuos, productores de hidrógeno y centrales eléctricas, lo que permite que los activos de transporte y almacenamiento presten servicio a múltiples clientes. Esto puede mejorar la utilización de los recursos y distribuir los costos de desarrollo.
Sin embargo, los centros de operaciones sustituyen un riesgo inherente a un proyecto integrado por una red de riesgos contractuales. La AIE afirma que los proyectos de captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS) requieren cada vez más coordinación entre la captura, el transporte y el almacenamiento, y que la responsabilidad a largo plazo, el riesgo de volumen y las dependencias entre cadenas complican la financiación. Esta es una de las razones por las que los marcos normativos se asemejan cada vez más a la regulación de infraestructuras en lugar de a subvenciones tecnológicas puntuales.
Medidas para los patrocinadores del centro: crear un código técnico común que abarque presión, temperatura, composición, medición, nominaciones, mantenimiento, respuesta a emergencias, responsabilidad y asignación de capacidad limitada. Posteriormente, alinear los acuerdos comerciales con dicho código.
No existe una plantilla universal, pero los proyectos más sólidos suelen responder a siete preguntas antes de comenzar la construcción:
Esta disciplina es importante porque los proyectos anunciados a bombo y platillo pueden sobreestimar su implementación a corto plazo. El informe de financiación de la AIE de marzo de 2026 indicaba que aproximadamente el 90 % de los proyectos anunciados para 2035 aún no habían alcanzado la decisión final de inversión. Algunos ya se habían cancelado o retirado al no poderse resolver los riesgos de financiación o de diversificación de la cadena de suministro.
Acción: utilizar la Decisión Final de Inversión (FID, por sus siglas en inglés), los contratos vinculantes de transporte y almacenamiento, el estado de los permisos y los compromisos de financiación como indicadores de progreso, y no solo los anuncios.
Los proyectos con flujos concentrados de CO₂ y la infraestructura existente suelen partir con ventaja. El bioetanol, el procesamiento de gas natural y algunos procesos de amoníaco o hidrógeno pueden tener costos de separación más bajos que los hornos de cemento o los gases de combustión de las centrales eléctricas. El análisis de mercado de la AIE de 2026 señaló específicamente que los créditos fiscales norteamericanos continuaron apoyando aplicaciones de menor costo, como los fertilizantes y el bioetanol, mientras que los proyectos industriales y energéticos de mayor costo enfrentaron mayores dificultades cuando el apoyo no logró cerrar la brecha económica.
El cemento es diferente. Una gran parte de las emisiones del cemento provienen de la química de la calcinación, no solo de la combustión del combustible, por lo que el simple cambio a electricidad limpia no puede eliminar esas emisiones del proceso. Esto otorga a la captura de carbono un papel potencialmente importante, pero el proceso de captura es complejo y la adaptación puede requerir una gran inversión de capital. El modelo de negocio a menudo requiere una combinación de apoyo político, acceso a infraestructura y demanda de los consumidores de cemento con bajas emisiones de carbono.
La captura directa de CO₂ del aire constituye una categoría de negocio independiente. Elimina el CO₂ del aire ambiente en lugar de evitar las emisiones en una chimenea. Dado que el CO₂ atmosférico está diluido, el consumo de energía y el coste son mucho mayores. Por lo tanto, sus ingresos potenciales dependen en gran medida de la compra de sistemas de eliminación de carbono duraderos y del apoyo político, más que de la rentabilidad de la captura convencional en fuentes puntuales.
Medidas para los desarrolladores: comiencen con las toneladas más fáciles de obtener (corrientes de alta concentración, fuentes estables de gran tamaño y ubicaciones cercanas a sistemas de almacenamiento fiables) y, a continuación, amplíen la red a medida que la infraestructura y la demanda maduren.
El panorama del mercado en 2026 es más sólido que hace unos años. La AIE afirma que los proyectos actualmente en construcción podrían casi duplicar la capacidad operativa de captura para 2030, y el sector ha comenzado a atraer grandes transacciones de deuda comercial. Europa está desarrollando redes de almacenamiento compartido; Estados Unidos cuenta con un marco de créditos fiscales transferibles; el Reino Unido está estableciendo contratos a largo plazo y acuerdos regulados de transporte y almacenamiento.
Sin embargo, la captura de carbono no sustituye la eficiencia, la electrificación, las energías renovables, la eficiencia de los materiales, el control del metano ni la innovación de procesos. En algunos sectores compite con alternativas; en otros, especialmente donde las emisiones de los procesos son difíciles de eliminar, puede complementarlas. Una estrategia creíble de cero emisiones netas elige la combinación de menor riesgo en lugar de asumir que una sola tecnología descarbonizará todos los activos.
Por lo tanto, la oportunidad de negocio va más allá de los equipos de captura. Incluye solventes y adsorbentes, integración térmica, compresores, oleoductos, buques de CO₂ , evaluación de almacenamiento, perforación, monitoreo del subsuelo, software de medición, seguros, servicios de ingeniería, certificación de productos bajos en carbono y financiación de proyectos. Las empresas que tengan éxito no solo capturarán carbono, sino que harán que toda la cadena sea confiable, verificable y financiable.
Este artículo se contrastó con fuentes primarias o autorizadas disponibles hasta septiembre de 2026. Las principales referencias actuales son el informe de financiación de la AIE de 2026 , la actualización de proyectos y políticas de la AIE del 27 de marzo de 2026 , la guía 45Q del IRS , los documentos del modelo de negocio CCUS del gobierno del Reino Unido , el anuncio de expansión de Northern Lights del gobierno noruego , el texto de la Ley de Industrias con Cero Emisiones Netas de la UE y los requisitos de la EPA de EE. UU. de Clase VI . Las cifras de costes históricos están etiquetadas por año de origen porque no deben interpretarse como ofertas EPC actuales ni cotizaciones de mercado de 2026.
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