La conversación global sobre clima ha puesto bajo los focos el almacenamiento geológico de CO2, una pieza que puede ayudar a recortar emisiones, pero cuyo alcance real se está recalibrando con nuevos datos. Proyectos pioneros en el Mar del Norte empujan la tecnología hacia la escala comercial, mientras la ciencia recuerda que el subsuelo útil no es infinito y que habrá que seleccionar con lupa dónde, cuánto y para qué se inyecta.
En paralelo, se afianza la idea de que el almacenamiento no puede actuar como carta blanca para seguir quemando combustibles. El CO2 es un gas de efecto invernadero que atrapa calor y agrava el calentamiento; por eso, su captura y confinamiento deben encajar en estrategias que prioricen la reducción directa de emisiones y reserven la capacidad subterránea para usos con verdadero sentido climático.
Capacidad y límites del almacenamiento geológico
Un estudio reciente liderado por el IIASA y el Instituto Grantham del Imperial College cifra la capacidad global segura de almacenamiento de carbono en torno a una décima parte de lo que se venía proclamando. Bajo criterios de seguridad y exclusión ambiental, el volumen técnicamente utilizable se recorta de forma notable.
Las razones de esa rebaja pasan por descartar formaciones con riesgo de fugas, fallas sísmicas activas, zonas protegidas y áreas cercanas a grandes núcleos urbanos donde pueden comprometerse acuíferos. También se limitan emplazamientos en mares profundos (más de 300 m) por costes y complejidad, y se evitan reservas transfronterizas por su sensibilidad política.
Con ese filtro, el almacenamiento pasa a tratarse como un recurso finito y estratégico. El trabajo señala mayor potencial en países con tradición extractiva, y destaca ubicaciones relativamente seguras en Arabia Saudí, Congo y Kazajistán, mientras que regiones como Noruega, Canadá o la UE ven mermadas sus opciones frente a estimaciones previas.
El mismo análisis estima que, en el mejor de los casos, la inyección subterránea contribuiría a reducir el calentamiento en torno a 0,7 ºC, lejos de las expectativas más generosas de años atrás. De ahí que varias voces científicas insistan en gestionar este activo con prudencia: lo que se entierre hoy para compensar emisiones fósiles no estará disponible mañana para sectores difíciles de abatir.
Incluso en Europa surgen dilemas prácticos. Países con baja capacidad local, como Bélgica, han firmado acuerdos para almacenar emisiones en terceros (por ejemplo, Noruega), una solución que puede verse tensionada si el espacio geológico se confirma escaso y más disputado.
Northern Lights: primera inyección bajo el Mar del Norte
Mientras la ciencia ajusta el mapa del subsuelo, la industria marca hitos. El Consorcio Northern Lights (Equinor, Shell y TotalEnergies) realizó la primera inyección en un reservorio salino a unos 2,6 km de profundidad bajo el lecho marino, dentro de un programa apoyado por el Estado noruego para gestionar CO2 industrial europeo.
El esquema es sencillo de explicar, aunque complejo de ejecutar: se capturan emisiones en chimeneas de plantas intensivas (como cemento, acero o energía), se enfría y comprime el gas hasta licuarlo, se traslada en buques cisterna hasta la terminal de Øygarden (cerca de Bergen) y, desde allí, se inyecta por un ducto submarino de unos 110 km hacia la formación rocosa porosa, sellada por una capa impermeable.
A esa profundidad, el CO2 permanece en estado supercrítico, condición que combina propiedades de gas y líquido y favorece su confinamiento a largo plazo. La selección del reservorio requiere estudios geofísicos para verificar la integridad de la roca y la ausencia de discontinuidades que puedan permitir escapes.
La primera entrega de CO2 almacenado procede de la planta de Heidelberg Materials en Brevik (Noruega), y el consorcio arranca con una capacidad de 1,7 millones de toneladas al año, con planes de ampliación hacia 5,5 millones conforme avance la década. Todo ello replica, de manera controlada, los mecanismos naturales que han mantenido petróleo y gas atrapados durante millones de años.
La operación se considera un paso decisivo para demostrar la viabilidad técnica y comercial de la captura, transporte y almacenamiento de carbono (CTC) en Europa, especialmente para industrias donde la electrificación o sustitución de procesos es más difícil o costosa a corto plazo.
Cadenas de valor marinas: el caso Havstjerne
La cadena logística para el CO2 no termina en la inyección. En la Plataforma Continental Noruega, K Line Energy Shipping (Kles) y Havstjerne ANS (Harbour Energy Norge AS y Stella Maris CCS AS, esta última de Yinson Production) han firmado un MoU para madurar soluciones de transporte, almacenamiento e inyección en la licencia Havstjerne.
El acuerdo explora una arquitectura basada en una unidad flotante de almacenamiento e inyección (FSIU) y buques transportadores de CO2 licuado, una alternativa interesante cuando falta suelo en costa para terminales o cuando la distancia al yacimiento en alta mar haría inviable un oleoducto largo.
Havstjerne se ubica en el sector noruego del Mar del Norte, a unos 100 km al suroeste de Egersund, en una zona accesible para puertos del norte de Europa. La licencia está participada al 60% por Harbour Energy (operador) y al 40% por Stella Maris CCS AS.
Yinson acumula experiencia con FPSO y FSO, además de invertir desde 2021 en tecnologías de captura. Por su parte, el grupo K Line atesora un largo recorrido en metaneros y carriers de gases licuados, y desde 2024 Kles gestiona dos buques de CO2 licuado en el primer servicio comercial de transporte y almacenamiento de este tipo.
El objetivo conjunto es ofrecer un servicio seguro y coste-eficiente a emisores europeos, alineado con planes de descarbonización y con una visión de sistema que conecte captura, logística y almacenamiento subterráneo.
Costes, controversias y papel en la transición
Aunque la CTC figura en los informes del IPCC y la AIE como herramienta útil para sectores difíciles, sigue siendo una tecnología compleja y cara. En el mercado europeo, para muchas industrias aún resulta más sencillo adquirir derechos de emisión que financiar instalaciones de captura y contratos de almacenamiento a largo plazo.
Por ahora, los acuerdos comerciales avanzan con cautela: Northern Lights ha suscrito compromisos con Yara (amoníaco en Países Bajos), Ørsted (biocombustibles en Dinamarca) y Stockholm Exergi (Suecia), señales de tracción que, aun así, dejan claro que el despliegue tardará en masificarse sin marcos regulatorios y apoyo financiero estables.
También persisten voces críticas. El profesor Mark Jacobson cuestiona la captura de carbono —y en particular la captura directa del aire (DAC)— por su ineficiencia energética y coste, y plantea el coste de oportunidad: usar electricidad renovable para capturar CO2 podría ser menos eficaz que emplearla para sustituir generación fósil de raíz.
La réplica viene por el lado de la urgencia y la dificultad sectorial: hay procesos (cemento, cal, acero, química de base) para los que la CTC puede ser puente imprescindible mientras se rediseñan tecnologías y cadenas de suministro. Además, 130 plantas de DAC están en desarrollo, y proyectos como el de 1PointFive y Carbon Engineering en Texas aspiran a capturar del orden de 500.000 t/año.
El CO2 capturado puede destinarse a combustibles sintéticos para aviación y marítimo, a bebidas, a diamantes de laboratorio o a su inyección en hormigón para mejorar propiedades. Son usos con tracción, aunque la prioridad climática sigue siendo retirar y confinar carbono de forma permanente allí donde haya garantías.
Geopolítica y gobernanza de un recurso finito
El mapa del almacenamiento dibuja nuevos equilibrios. Estados con gran potencial geológico —como EE. UU., China, Brasil o Australia— podrían partir con ventaja, mientras que la UE y Noruega aparecen con márgenes más estrechos y dependientes de acuerdos transnacionales más complejos.
Investigadores como Joeri Rogelj advierten que el almacenamiento no debe justificar más contaminación, sino gestionarse como un bien limitado al servicio de la seguridad climática. En otras palabras: la capacidad subterránea se debería reservar con criterios de prioridad climática, transparencia y control de riesgos.
Además, la reducción de la capacidad estimada enfría los escenarios de “overshoot” que confiaban en rebajar la temperatura más adelante con capturas masivas. La lectura es clara: acelerar la reducción de emisiones y desplegar CTC donde aporte el mayor beneficio neto.
Con estos condicionantes, los proyectos del Mar del Norte funcionan como banco de pruebas para la regulación, los seguros, la trazabilidad del CO2 y la cooperación entre países y empresas. Lo que se aprenda allí marcará la pauta para otros corredores de almacenamiento en las próximas décadas.
Entre los avances industriales, los límites físicos y el escrutinio económico, el almacenamiento de CO2 está entrando en su fase más realista: progreso tecnológico acreditado por hitos como Northern Lights y alianzas como Havstjerne, combinado con una planificación que asume su carácter finito y lo sitúa como complemento —no sustituto— de la reducción profunda de emisiones.
