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| Los enormes centros de almacenamiento de CO2 en alta mar, como el propuesto por ExxonMobil, podrían recibir cientos de miles de millones de dólares en créditos fiscales federales (EE.UU), como se ilustra . |
Captura y Almacenamiento de Carbono
El Mar como Vertedero de CO₂: La Gran Apuesta Petrolífera en el Golfo de México
Las grandes compañías del sector planean enterrar cientos de millones de toneladas de dióxido de carbono bajo el lecho marino, con apoyo multimillonario del contribuyente estadounidense.
ExxonMobil · Repsol · Chevron — Golfo de México, EE. UU. — Basado en informe IEEFA, marzo 2026
Cifras clave
| ~6.200 km² Superficie submarina arrendada para CO₂ (similar al área de Delaware) | 140 Mtpa Objetivo máximo de inyección anual de CO₂ (tres hubs combinados) | $416 bil. Coste máximo estimado para el contribuyente (crédito 45Q, escenario 30 años) | ×40 Veces más grande que toda la capacidad de almacenamiento offshore mundial actual |
La industria del petróleo y el gas emprende en el Golfo de México lo que el Instituto para la Economía Energética y el Análisis Financiero (IEEFA) denomina “un experimento masivo”: hundir bajo el lecho oceánico cantidades sin precedente de dióxido de carbono capturado de fuentes industriales en la costa de Texas y Luisiana. Empresas como ExxonMobil, Repsol y Chevron han adquirido ya arrendamientos que cubren cerca de 6.200 km² de suelo submarino, e invierten miles de millones de dólares en infraestructuras de transporte y almacenamiento que, si prosperan, no tienen parangón en el mundo.
“Los proyectos de almacenamiento de CO₂ de este tamaño no han sido probados ni comercializados en ningún lugar del mundo, ni en tierra ni en el mar.”
— Anika Juhn, analista de datos energéticos · IEEFA, marzo 2026
1. La propuesta: ¿Qué se plantea y por qué en el mar?
La captura y almacenamiento de carbono (CCS) consiste en capturar el CO₂ emitido por instalaciones industriales, comprimirlo y conducirlo mediante tuberías hasta formaciones geológicas donde pueda quedar confinado de forma permanente. La apuesta por el offshore responde a una combinación de factores ventajosos frente a las alternativas terrestres: en tierra, los proyectos se topan con resistencia ciudadana, litigios por expropiación forzosa y la complejidad de negociar con múltiples propietarios.
Los tres grandes “hubs” proyectados son: el Houston Ship Channel CCS de ExxonMobil (hasta 100 millones de toneladas anuales para 2040); el proyecto Aves de Repsol, cerca de Corpus Christi; y el Bayou Bend de Chevron en Beaumont/Port Arthur. En conjunto aspiran a almacenar hasta 140 millones de toneladas de CO₂ al año, casi cuarenta veces la capacidad total de almacenamiento offshore activa en todo el mundo en 2024.
2. Marco legal y regulatorio: una obra inacabada
Aunque la Ley de Inversión en Infraestructuras y Empleo de 2021 (IIJA) modificó la legislación federal para permitir el almacenamiento de carbono en la plataforma continental exterior (OCS), las regulaciones específicas para esas actividades aún no existen. El borrador de reglamento no se espera hasta mayo de 2026. Mientras tanto, ExxonMobil y Repsol han obtenido arrendamientos de petróleo y gas en la OCS que cubren aproximadamente 1.700 millas cuadradas, presionando para convertirlos en contratos de almacenamiento de carbono.
En enero de 2025, el fiscal general de Texas autorizó a ExxonMobil a mantener en secreto los términos de su arrendamiento estatal, una excepción que ninguna otra empresa ha solicitado ni obtenido.
Cronología clave
Nov. 2021
La IIJA modifica la legislación de la plataforma continental para permitir el almacenamiento de CO₂ y encarga nuevas regulaciones en 12 meses.
2021–2023
BOEM celebra tres rondas de ventas. ExxonMobil y Repsol adquieren grandes bloques contiguos en el sector occidental del Golfo.
Oct. 2024
ExxonMobil anuncia el mayor arrendamiento de almacenamiento offshore de CO₂ en EE. UU.: 271.000 acres en aguas de Texas.
Ene. 2025
El fiscal general de Texas aprueba que ExxonMobil mantenga secretos los términos de su arrendamiento estatal.
Mayo 2026
Fecha prevista de publicación del borrador de regulación federal para almacenamiento de CO₂ en aguas de la OCS.
3. El crédito fiscal 45Q: motor y bomba de relojería financiera
El crédito fiscal federal 45Q permite reclamar 85 dólares por tonelada métrica de CO₂ capturada y almacenada permanentemente, durante 12 años desde el inicio de las operaciones, sin límites máximos por empresa ni para el programa en su conjunto. El IEEFA estima que solo el hub de Houston podría generar reclamaciones de hasta 132.700 millones de dólares en 2050 bajo las reglas actuales, y de 416.000 millones si el crédito se amplía a 30 años, como pide la industria.
Dado que el crédito solo puede reclamarse 12 años en instalaciones con vida útil de 25-30, las empresas carecen de incentivo económico para seguir capturando CO₂ una vez agotado el subsidio. Si todos los emisores detienen la captura al expirar sus créditos, el hub almacenaría apenas 705 millones de toneladas en lugar de los 1.800 millones previstos.
“Cientos de miles de millones de dólares del contribuyente podrían financiar una tecnología sin precedentes a esta escala, cuyo funcionamiento a largo plazo depende de renovar indefinidamente el subsidio.”
— Análisis IEEFA basado en anuncios de ExxonMobil y estimaciones propias
4. Riesgos para los ecosistemas marinos
El almacenamiento geológico submarino de CO₂ a las escalas proyectadas carece de precedentes. En 2024, el almacenamiento offshore global apenas superó los 3,6 millones de toneladas al año; los hubs del Golfo multiplicarían esa cifra por cuarenta.
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Acidificación localizada
La disolución de CO₂ en el agua marina forma ácido carbónico. Fugas en los puntos de inyección podrían crear zonas que afecten a corales de agua fría y organismos con esqueleto calcáreo del lecho profundo. |
Perturbación bentónica
La instalación de tuberías sobre miles de km² implica remoción de sedimentos y alteración de ecosistemas bentónicos, incluyendo comunidades de profundidad de lenta recuperación. |
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Interacción geoquímica
La inyección masiva de CO₂ supercrítico puede alterar la química de los fluidos intersticiales del sedimento, movilizando metales pesados que podrían migrar hacia la columna de agua. |
Riesgo de fuga súbita
Una fuga no controlada podría crear columnas de gas que reduzcan la flotabilidad del agua, con efectos sobre la fauna marina y la navegación aún poco estudiados a estas magnitudes. |
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Ausencia de monitoreo adecuado
La agencia responsable (BSEE) ha sido criticada por la GAO por supervisión insuficiente incluso de pozos petrolíferos convencionales. |
Pasivos ambientales sin financiación
El desmantelamiento offshore acumula ya un déficit de 37.000–67.000 millones de dólares. El CCS podría replicar o agravar este problema, trasladando costes al Estado federal. |
5. Implicaciones sobre los derechos de emisión de CO₂
Doble contabilidad. El 45Q ofrece un subsidio tan generoso que la “adicionalidad” de los proyectos —requisito para generar créditos de carbono reconocidos internacionalmente— resulta cuestionable.
Permanencia. Ningún marco regulatorio en EE. UU. contempla aún cómo revocar créditos ya emitidos en caso de fuga confirmada en instalaciones offshore.
Riesgo de ‘lavado verde’ sistémico. Las instalaciones industriales podrían obtener derechos a emitir CO₂ basados en la promesa de almacenamiento en hubs aún no operativos, generando una expansión de emisiones autorizadas sin contrapartida real.
Incentivos perversos a corto plazo. La caducidad del crédito a los 12 años crea un horizonte de abandono predecible que socava cualquier estrategia de descarbonización a largo plazo.
Perspectiva complementaria
Los defensores argumentan que el CCS offshore es imprescindible para sectores de difícil descarbonización —petroquímica, cemento, fertilizantes— y que la estabilidad geológica del Golfo ofrece garantías de confinamiento a largo plazo. Sin embargo, el IEEFA subraya que esta apuesta implica comprometer cientos de miles de millones de dólares públicos en una tecnología completamente inédita a esta escala, en un entorno regulatorio incompleto y gestionada por una agencia con antecedentes cuestionables de supervisión.
Fuentes: IEEFA — Out of Sight, Out of Mind: Pushing CO₂ Storage Offshore (Anika Juhn, marzo 2026); IEA CCUS Projects Database 2025; GAO 2021 y 2024; BOEM; Texas General Land Office; ExxonMobil; Congressional Research Service. Nota elaborada con fines informativos a partir de fuentes públicas. No constituye asesoramiento financiero ni legal.
