medio ambiente, descarbonización, CCS, captura y almacenamiento de carbono, UE
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| Los anuncios de nuevos proyectos europeos de captura y almacenamiento de carbono (CCS) alcanzaron su punto máximo en 2021 y han ido disminuyendo debido a la persistencia de problemas técnicos y económicos |
Un informe del Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) constata que los anuncios de nuevos proyectos de captura y almacenamiento de CO₂ (CCS) se han desplomado desde 2021 y que en 2025 se canceló más capacidad de la que recibió luz verde para invertir. El sector se enfrenta a un desajuste de costes frente al precio del CO₂ y a barreras técnicas y regulatorias, en un momento en que la UE mantiene objetivos vinculantes de almacenamiento para 2030.
13 junio 2026.- La cartera europea de proyectos de captura y almacenamiento de carbono atraviesa una fase de claro enfriamiento. Según un análisis publicado por el Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA), una organización que estudia los mercados energéticos y promueve la transición hacia un modelo sostenible, el número de nuevos proyectos anunciados en Europa pasó de un máximo de 100 en 2021 a solo 24 en 2025. Más relevante aún que el número es el volumen de CO₂ que esos proyectos preveían capturar, un indicador del potencial real de reducción de emisiones: cayó de 52 millones de toneladas de CO₂ (MtCO₂) en 2021 a apenas 7 MtCO₂ en 2025.
El dato que mejor resume el cambio de ciclo es que, en 2025, la capacidad de captura cancelada en Europa (5,4 MtCO₂) superó a la que alcanzó la decisión final de inversión (4,2 MtCO₂). Entre los proyectos abandonados ese año, el hidrógeno azul concentró el 71 % del volumen de captura perdido, seguido de un proyecto de refino (20 %) y de una planta de valorización energética de residuos. Destacan las cancelaciones de las fases 1 y 2 del proyecto H2Teesside de BP en el Reino Unido (2 MtCO₂) y del H2M Eemshaven respaldado por Equinor en los Países Bajos (1,8 MtCO₂), atribuidas por las empresas a la débil demanda de hidrógeno, problemas de planificación y la incertidumbre de financiación. La captura prevista en la refinería británica Prax Lindsey decayó al entrar su matriz en administración concursal, y la de la planta de residuos Amager Resource Centre, en Dinamarca, se canceló tras la retirada de su socio E.ON.
Cómo se llegó hasta aquí
El contexto previo había sido de euforia. Entre 2018 y 2023 se anunciaron en Europa 317 proyectos de captura, transporte y almacenamiento. Ese auge se apoyó en dos palancas.
La primera, regulatoria: la Ley Europea del Clima, que hace jurídicamente vinculante la neutralidad climática en 2050, y el paquete Fit for 55.
La segunda, de mercado: el precio del CO₂ en el régimen de comercio de derechos de emisión de la UE (RCDE/ETS) pasó de 5–10 euros por tonelada en 2017 a superar los 100 euros en 2023, lo que encarecía contaminar y daba un incentivo para capturar.
A ello se sumaron mecanismos de apoyo público como el Fondo de Innovación de la UE, los Proyectos Importantes de Interés Común Europeo (IPCEI), los contratos por diferencias de carbono y diversos esquemas nacionales en Reino Unido, Noruega, Países Bajos y Dinamarca, junto con el modelo de clústeres industriales que permitía compartir tuberías y almacenes.
Qué proyectos siguen activos y con qué perspectivas
Pese al enfriamiento de los anuncios, varios proyectos de referencia avanzan y han empezado a operar, lo que matiza la imagen de declive:
- Northern Lights (Noruega), parte del programa estatal Longship, es la primera red de transporte y almacenamiento de CO₂ a escala comercial de Europa. Su primera fase ofrece 1,5 MtCO₂ anuales de almacenamiento y entró en funcionamiento entre 2024 y 2025, con la capacidad reservada por la cementera Heidelberg Materials, la fertilizante Yara y la planta de residuos Hafslund Celsio. En 2025, la captura de CO₂ en la planta de cemento de Brevik convirtió a esta cadena en la primera plenamente operativa de Europa. Una segunda fase, aprobada en marzo de 2025, prevé triplicar la capacidad hasta al menos 5 MtCO₂ anuales hacia la segunda mitad de 2028. Participan Equinor, Shell y TotalEnergies.
- Porthos (Países Bajos), en el puerto de Róterdam, prevé almacenar unos 2,5 MtCO₂ anuales en un yacimiento de gas agotado del Mar del Norte. Se encuentra en construcción, con entrada en operación prevista para 2026.
- Greensand (Dinamarca), liderado por INEOS Energy, Harbour Energy y la sociedad estatal Nordsøfonden, está llamado a ser el primer almacén de CO₂ operativo de la UE. Comenzaría almacenando unas 400.000 toneladas anuales en 2026, con potencial de crecimiento hacia varios millones de toneladas.
- En el Reino Unido, los sistemas Northern Endurance y HyNet han alcanzado la decisión final de inversión.
Según un balance del Clean Air Task Force, alrededor de diez proyectos alcanzaron la decisión final de inversión entre finales de 2024 y 2025, sumando del orden de 4 MtCO₂ anuales de capacidad de captura y unos 14 MtCO₂ de almacenamiento. Distintas estimaciones independientes sitúan la capacidad europea de inyección que podría estar disponible en 2030 en una horquilla muy amplia, de entre 18 y 108 MtCO₂ anuales, con un punto medio en torno a 60 MtCO₂.
La política medioambiental de la UE en esta materia
La Unión Europea considera la captura, el uso y el almacenamiento de carbono como una de las piezas —no la única— de su estrategia de descarbonización, especialmente para las emisiones difíciles de eliminar. El marco actual descansa en varios instrumentos:
- La Estrategia de Gestión Industrial del Carbono (febrero de 2024) fija una ambición de unos 50 MtCO₂ anuales de capacidad de inyección en 2030 y en torno a 250 MtCO₂ en 2040 en el Espacio Económico Europeo (que incluye a Noruega). Sus proyecciones apuntan a la necesidad de capturar alrededor de 280 MtCO₂ en 2040 y 450 MtCO₂ en 2050. La Comisión calcula que harían falta unos 7.300 km de infraestructura de CO₂ y 12.000 millones de euros de inversión para 2030.
- La Ley de Industria de Cero Emisiones Netas (Reglamento UE 2024/1735, de junio de 2024) convierte en jurídicamente vinculante el objetivo de 50 MtCO₂ anuales de capacidad de inyección en la UE para 2030, e impone obligaciones a los productores de petróleo y gas para desarrollar almacenes. En mayo de 2025, la Comisión adoptó la normativa que reparte cuotas individuales entre los productores afectados, y los Estados miembros deben informar anualmente desde diciembre de 2024 y fijar sanciones antes de julio de 2026.
- El Reglamento de Certificación de Absorciones de Carbono (en vigor desde noviembre de 2024) crea el primer esquema europeo de certificación de absorciones permanentes y de prácticas agrícolas de captura.
Conviene subrayar un desfase: los Estados miembros estiman por ahora una capacidad de inyección agregada cercana a 40 MtCO₂ para 2030, por debajo del objetivo de 50 MtCO₂, y solo Dinamarca, Italia y Países Bajos han cuantificado formalmente su capacidad disponible.
Las dificultades de implementación
El análisis de IEEFA y las posiciones del propio sector coinciden en identificar varios obstáculos de fondo:
El primero es económico. Capturar, transportar y almacenar una tonelada de CO₂ cuesta, según el tipo de proceso, entre 133 dólares (biocombustibles) y 244 dólares (plantas químicas), muy por encima de los precios del derecho de emisión, que rondan los 91 dólares en la UE y 52 en el Reino Unido. Mientras exista esa brecha, los emisores carecen de incentivo para invertir y la viabilidad depende de la subvención pública, difícil de sostener en un contexto de ajuste fiscal.
El segundo es técnico. La madurez de las tecnologías de captura se sitúa entre los niveles 5 (gran prototipo) y 9 (adopción temprana) de una escala de 11. Ningún proyecto está, por tanto, exento de riesgo de retrasos, de tasas de captura inferiores a los objetivos de referencia del 90–95 % o de fallos directos, cualquiera de los cuales eleva los costes. A ello se añade la complejidad de las cadenas de valor en clúster, donde el almacén y el transporte dependen de que múltiples capturas funcionen de forma simultánea y fiable.
El tercero es regulatorio y de demanda. La permisología, la falta de estándares comunes y, en el caso del hidrógeno azul, una demanda más débil de lo previsto han precipitado varias de las cancelaciones recientes.
Perspectivas de nuevos proyectos
IEEFA prevé que la debilidad en los nuevos anuncios y en las decisiones de inversión continúe, y que aumenten las cancelaciones, por lo que considera improbable una recuperación de la cartera a corto plazo. El sector petrolero y gasista, a través de asociaciones como IOGP Europe, ha advertido de que el objetivo vinculante de 50 MtCO₂ para 2030 choca con barreras técnicas, regulatorias y logísticas, y reclama flexibilidad, mecanismos de reducción de riesgo y la posibilidad de computar proyectos que hayan tomado la decisión de inversión antes de 2030.
En sentido contrario, organizaciones como el Clean Air Task Force sostienen que 2025 marcó el inicio del despliegue comercial y que el problema no es la falta de capacidad geológica —Europa dispone de yacimientos del Mar del Norte con potencial de cientos de gigatoneladas— sino el ritmo de ejecución, permisos e infraestructura.
¿Es la CCS una estrategia útil para la descarbonización?
La utilidad de la captura y el almacenamiento de carbono es objeto de un debate legítimo entre expertos, y la respuesta más ajustada a la evidencia no es un sí ni un no rotundos, sino una cuestión de para qué y en qué medida.
Argumentos a favor de un papel necesario, aunque acotado. Existe un conjunto de emisiones difíciles de eliminar por otras vías. En la fabricación de cemento y cal, una parte sustancial del CO₂ no procede de la energía sino de la propia reacción química del proceso, por lo que ni la electrificación ni las renovables lo evitan; algo similar ocurre en ciertos procesos químicos, en la producción de fertilizantes o en la valorización de residuos. Para esos sectores, la captura es hoy una de las pocas rutas conocidas hacia la descarbonización profunda. Además, los escenarios de neutralidad climática del IPCC y de la Agencia Internacional de la Energía incluyen, de forma casi unánime, cierto volumen de captura y, sobre todo, de absorción de CO₂ (mediante bioenergía con captura o captura directa del aire) para compensar emisiones residuales y alcanzar emisiones netas negativas en la segunda mitad del siglo. La entrada en operación de la cadena de Northern Lights demuestra que la tecnología es técnicamente viable a escala.
Argumentos para la cautela. El obstáculo económico es estructural, no coyuntural: mientras capturar cueste dos o tres veces más que el derecho de emisión, el despliegue dependerá de subvenciones cuantiosas y sostenidas. Estimaciones previas del propio IEEFA cifraban el coste de la cartera europea en cientos de miles de millones de euros y el apoyo público necesario en torno a 140.000 millones. A ello se suma un riesgo de incentivo perverso: una parte importante de la cartera europea —el hidrógeno azul es el caso más claro— se ha utilizado para prolongar el uso de combustibles fósiles más que para descarbonizar procesos inevitables, y es precisamente ese segmento el que más cancelaciones ha sufrido. Por eso numerosos analistas advierten de que la captura no debe desplazar a las palancas principales y más baratas de la transición: eficiencia, electrificación y energías renovables, allí donde existen alternativas.
Una distinción decisiva que a menudo se pasa por alto. La pregunta sobre la reducción del CO₂ ya presente en la atmósfera no se responde igual que la pregunta sobre la descarbonización industrial. La inmensa mayoría de los proyectos europeos de CCS son de captura en fuente (evitan que se emita CO₂ nuevo), no de eliminación de CO₂ atmosférico. Solo las variantes de absorción —bioenergía con captura y captura directa del aire— retiran carbono ya emitido. Por tanto, como herramienta para reducir la concentración atmosférica de CO₂, la CCS convencional aporta poco; su contribución es, sobre todo, evitar emisiones futuras de actividades que difícilmente pueden descarbonizarse de otro modo.
Conclusión razonada. A la luz de los datos, la captura y el almacenamiento de carbono parece una herramienta útil pero limitada y condicionada. Tiene sentido —y probablemente es imprescindible— para un núcleo reducido de emisiones de proceso inevitables y para la generación de absorciones netas, pero no como sustituto de la descarbonización directa ni como vía para prolongar el modelo fósil. La trayectoria europea reciente sugiere, además, que el ritmo actual difícilmente permitirá cumplir el objetivo de 50 MtCO₂ para 2030 sin reducciones de coste significativas, un precio del carbono más alto y estable y mecanismos de apoyo bien diseñados. En definitiva, una pieza del rompecabezas que conviene desplegar de forma selectiva donde no hay alternativa, evitando tanto descartarla por completo como confiarle un protagonismo que la evidencia económica no respalda.
Nota: documento informativo de carácter divulgativo elaborado a partir del análisis del IEEFA "Europe's potential carbon capture and storage project pipeline is losing steam" (11 de junio de 2026) y de fuentes públicas de la Comisión Europea, el Clean Air Task Force, IOGP Europe y los promotores de los proyectos citados. Las cifras de costes están expresadas en las unidades de las fuentes originales (dólares y euros). Recoge tanto las posiciones críticas como las favorables al despliegue de esta tecnología, con el fin de ofrecer una información contextualizada.
