Los proyectos de captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS) en Europa y el Reino Unido enfrentan los costos más altos del mundo debido al alto precio de la energía, los requisitos de almacenamiento en alta mar y regulaciones complejas.
El sector eléctrico global enfrenta una marcada brecha en la economía de la captura de carbono, con desarrolladores chinos que afirman ventajas de costos dramáticas, mientras que las empresas eléctricas europeas enfrentan gastos prohibitivos que hacen que la mayoría de los proyectos no sean viables económicamente.
Según un nuevo análisis de Wood Mackenzie sobre CCUS y generación eléctrica global, los generadores europeos enfrentan costos de captura de carbono superiores a los 300 dólares por tonelada, lo que hace que la mayoría de los proyectos no sean rentables. Mientras tanto, China afirma construir instalaciones equivalentes con costos de CCUS de aproximadamente 30-40 dólares por tonelada de CO₂, creando una brecha significativa de viabilidad tecnológica entre ambas regiones.
La evaluación revela que, a pesar de que el sector energético emite 13.500 millones de toneladas de CO₂ al año —alrededor de un tercio de las emisiones globales de energía— solo existen dos proyectos de CCUS a escala comercial operativos en todo el mundo. Más del 50% de la capacidad de CCUS anunciada para plantas eléctricas ha sido cancelada o retrasada en la última década.
Las diferencias regionales tienen implicaciones competitivas
Las empresas estatales chinas aseguran completar proyectos de CCUS en aproximadamente 18 meses, más del doble de rápido que sus equivalentes en EEUU y Europa. Los gastos de capital son entre 55 % y 70 % menores por tonelada capturada. Con cinco proyectos de CCUS en plantas de carbón en construcción —comparados con solo dos en operación fuera de China— la aparente ventaja de costos del país podría reconfigurar la competitividad industrial, especialmente con la entrada en vigor del Mecanismo de Ajuste en Frontera por Carbono de la UE en 2026.
"Los generadores eléctricos europeos enfrentan una dura realidad económica con el CCUS. Aunque la tecnología es técnicamente viable, los costos son prohibitivos sin un apoyo gubernamental considerable", dijo Peter Findlay, director y líder global de Economía de CCUS en Wood Mackenzie.
"La ventaja de costos del 70% que afirma China en la captura de carbono en plantas de energía podría ser tan disruptiva para este sector como su dominio en la fabricación solar. Aunque el modelo DPA del Reino Unido demuestra lo que es posible, la escala de subsidios requeridos plantea serias dudas sobre la sostenibilidad política y económica en Europa".
El Reino Unido emerge como la única excepción europea gracias a su modelo pionero de Acuerdo de Energía Despachable (DPA). El proyecto NZT Power de BP representa el primer proyecto de CCUS para generación eléctrica comercialmente viable en Europa, con retornos atractivos estimados en un TIR antes de impuestos del 20,8 %. Sin embargo, esto solo es posible con un apoyo estatal equivalente a 319 libras por tonelada de CO₂. Ningún otro país europeo ha replicado este marco de apoyo integral.
El dilema del poder para la IA
El auge de los centros de datos presenta tanto una oportunidad como un desafío para la adopción de CCUS. Mientras petroleras como ExxonMobil y Chevron promueven el uso del CCUS para alimentar instalaciones de IA y computación en la nube, los grandes proveedores tecnológicos enfrentan decisiones difíciles entre sus objetivos de sostenibilidad y la necesidad de energía fiable.
Muchos ven al gas natural como un combustible de transición para respaldar energías renovables intermitentes y garantizar el suministro eléctrico continuo para centros de datos. Sin embargo, para que el CCUS sea viable, los objetivos de sostenibilidad deben justificar el “sobrecosto verde” que implica, que actualmente se sitúa entre 60 y 95 dólares por MWh para una turbina de ciclo combinado en EEUU.
El crédito fiscal 45Q solo compensa 20-30 dólares por MWh de este costo, dependiendo del plazo y del costo del capital. La declaración de Google de que su objetivo de cero emisiones en el Alcance 2 para 2030 "ahora es más complejo y desafiante" refleja la incertidumbre general de la industria sobre comprometerse con infraestructura fósil a largo plazo.
La trampa del factor de capacidad socava la economía de los proyectos
A medida que las energías renovables obligan a las plantas térmicas a operar de forma más flexible, la viabilidad económica del CCUS se deteriora rápidamente. Estos proyectos requieren operaciones consistentes y de alta capacidad para justificar sus costos, pero las plantas de gas en Europa cada vez más funcionan de manera intermitente para equilibrar la red, en lugar de generar electricidad de manera continua.
Este desafío es especialmente agudo para la flota de plantas de gas de Europa. Las turbinas de ciclo combinado producen gases de combustión con solo un 3-4 % de concentración de CO₂, lo que hace que su captura sea mucho más costosa que en las plantas de carbón, que tienen concentraciones del 9-12 %.
El CCUS añade entre 35 y 200 dólares por MWh a los costos de la electricidad generada por gas, y Europa se sitúa en el extremo superior de ese rango, una carga insoportable para la mayoría de los consumidores eléctricos.
La BECCS surge como alternativa viable
La bioenergía con captura y almacenamiento de carbono (BECCS) muestra potencial donde el CCUS en combustibles fósiles fracasa, al ofrecer incentivos para la descarbonización. El mayor acuerdo de eliminación de carbono de Microsoft demuestra el apetito del mercado por créditos de eliminación de carbono a precios premium, de 150-200 dólares por tonelada.
Los proyectos de BECCS pueden ofrecer tasas internas de retorno (TIR) del 16 al 23 %, en comparación con retornos negativos para muchas iniciativas de CCUS basadas en combustibles fósiles. A diferencia del CCUS fósil, que solo reduce emisiones, el BECCS genera emisiones negativas, al capturar CO₂ de la combustión de biomasa, convirtiéndose en un producto atractivo de compensación para empresas que buscan créditos de eliminación de carbono.
Las mejoras tecnológicas podrían llegar demasiado tarde
Wood Mackenzie proyecta una reducción del 50-60 % en los costos de captura para 2050, en términos reales, gracias a tecnologías de próxima generación. Hay un potencial optimista si tecnologías transformadoras logran comercializarse. Sin embargo, estas mejoras requieren aprendizaje acumulado en múltiples desarrollos y puede que no lleguen a tiempo para salvar la economía de los proyectos actuales.
El análisis proyecta solo 350 millones de toneladas por año de capacidad de captura en plantas de carbón y gas para 2050, lo que representa apenas el 3-4 % de la flota térmica global proyectada para entonces.
"La ventana de acción se está cerrando", dijo Hetal Gandhi, líder de CCUS para Asia Pacífico en Wood Mackenzie. "Las eléctricas europeas enfrentan una decisión estratégica: perseguir proyectos de CCUS costosos con retornos inciertos o enfocar la inversión en vías alternativas de descarbonización que podrían resultar más viables económicamente", concluye.
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