Análisis de Tamaño y Participación del Mercado de Captura y Almacenamiento de Carbono - Tendencias de Crecimiento y Previsión (2026 - 2031)

Tendencias e Información del Mercado Global de Captura y Almacenamiento de Carbono

Demanda Emergente de Proyectos de CO₂-EOR

La recuperación mejorada de petróleo está recuperando protagonismo porque crea flujos de ingresos duales: monetizar el carbono capturado mientras se extiende la producción de yacimientos maduros. Las grandes petroleras están emparejando emisores de fertilizantes, acero y petroquímica con campos agotados, convirtiendo los centros de captura en activos generadores de beneficios durante la etapa de adopción temprana. El enfoque reduce los períodos de recuperación de la inversión, asegura clientes ancla y acelera la construcción de infraestructura en regiones que ya poseen extensas redes de tuberías. También proporciona experiencia práctica en el manejo de grandes volúmenes de CO₂, estableciendo un puente hacia proyectos de almacenamiento puro a medida que la demanda de EOR disminuye con el tiempo. La visibilidad de ingresos procedentes de barriles incrementales ayuda a los inversores a justificar el elevado capital inicial requerido para las plantas de captura y los pozos de inyección, facilitando la transición hacia servicios de secuestro independientes.

Expansión de los Esquemas de Fijación de Precios del Carbono y de Comercio de Emisiones (ETS)

Los mercados de carbono se extienden ahora más allá del comercio de derechos de emisión para incluir ajustes en frontera y gravámenes específicos por sector, cambiando el cálculo económico para los fabricantes que exportan a regiones reguladas^{[1]Comisión Europea, "Mecanismo de Ajuste en Frontera por Carbono: Preguntas y Respuestas," europa.eu}. El Mecanismo de Ajuste en Frontera por Carbono de la UE aplica un precio sombra a los bienes importados con alta intensidad de emisiones, obligando a los productores extranjeros a invertir en CCS o arriesgarse a perder cuota de mercado. California extendió su sistema de comercio de derechos de emisión hasta 2030 y endureció las asignaciones de permisos, convirtiendo la CCS en una herramienta de evitación de costos de cumplimiento más que en un complemento de responsabilidad social corporativa. Los mercados voluntarios de carbono están madurando y, aunque persisten interrogantes sobre la adicionalidad, siguen creando vías secundarias de monetización para las toneladas de almacenamiento verificadas. Cada uno de estos mecanismos de política eleva el precio mínimo de la reducción de emisiones, reduciendo la brecha económica entre los costos de captura y los incentivos del mercado.

Legislación Nacional más Estricta de Cero Emisiones Netas

Los objetivos de cero emisiones netas para 2050 jurídicamente vinculantes se están trasladando a estándares sectoriales que obligan a los grandes emisores a mostrar vías de descarbonización creíbles, y la CCS se cita explícitamente en la mayoría de las estrategias. La Estrategia de Descarbonización Industrial del Reino Unido vincula las aprobaciones de permisos para nuevas plantas a la presentación de planes de implementación de CCS. El proyecto de ley alemán para levantar la moratoria sobre el almacenamiento terrestre señala un giro político que sitúa los imperativos climáticos por encima de las históricas preocupaciones públicas. La claridad en torno a la responsabilidad, el seguimiento y la administración a largo plazo reduce las primas de riesgo que disuaden a las instituciones financieras, traduciendo la ambición política en modelos de negocio bancables. La alineación entre la legislación nacional y los compromisos climáticos multilaterales transforma la CCS de tecnología opcional a necesidad estructural, sustentando el rápido escalado previsto después de 2025.

Escalado de Proyectos de Combustibles Sintéticos Bajos en Carbono

La aviación y el transporte marítimo no pueden alcanzar los objetivos climáticos de 2050 únicamente mediante la electrificación; por ello, recurren a los combustibles de energía a líquidos y el e-metanol que necesitan CO₂ capturado como materia prima. Las aerolíneas han firmado acuerdos de compra de combustible de aviación sostenible, mientras que diseñadores de motores marítimos como Wärtsilä prueban módulos de captura de carbono a bordo que se integran en la producción de e-combustibles de ciclo cerrado. Estos desarrollos crean canales de ingresos alternativos para los operadores de captura, permitiendo precios más elevados que el almacenamiento permanente al tiempo que apoyan la utilización circular del carbono. Las vías de combustibles sintéticos ganan competitividad en jurisdicciones que adoptan mandatos como la iniciativa ReFuelEU de la UE, anclando la demanda a largo plazo de flujos de CO₂ biogénico e industrial y reforzando la economía de los proyectos para los primeros en moverse.

Elevado CAPEX y OPEX de las Plantas de CCS

Las instalaciones a escala industrial requieren habitualmente entre USD 500 millones y USD 800 millones de inversión inicial, lo que hace que la financiación de capital sea difícil cuando la certeza política es débil. Incluso sistemas de solventes innovadores como el CycloneCC de Carbon Clean, que reduce el costo de captura a USD 30 por tonelada, aún no han demostrado economías de escala a tasas comerciales. El costo operativo se ve agravado además por las penalizaciones energéticas que reducen la eficiencia de la planta base entre un 15 y un 30%, obligando a los operadores a comprar electricidad adicional o aceptar una producción menor. El acceso a financiación concesional sigue siendo limitado en las economías en desarrollo, retrasando la adopción a pesar de las sustanciales necesidades de reducción de emisiones. La intensidad de capital prolonga por tanto los períodos de recuperación de la inversión y reduce el grupo de adoptantes tempranos a grandes corporaciones o empresas estatales capaces de absorber el riesgo.

Creciente Atractivo de las Energías Renovables más Baratas

Las ofertas de energía solar y eólica frecuentemente superan en precio a la nueva capacidad de combustibles fósiles, y las instalaciones de hidrógeno verde colocalizado pueden suministrar materia prima sin carbono sin los costos generales de captura. Para los productores de energía, añadir CCS a una unidad de carbón existente resulta menos atractivo cuando la generación renovable más el almacenamiento logra costos nivelados similares o inferiores. A medida que las baterías a escala de red amplían la duración de descarga, las energías renovables despachables ganan cuota de mercado, erosionando la base direccionable para las unidades de combustibles fósiles adaptadas con CCS. Los marcos de política que favorecen la reducción de emisiones neutral en cuanto a recursos intensifican inadvertidamente la competencia tecnológica, requiriendo que los defensores de la CCS destaquen la reducción única de las emisiones relacionadas con los procesos que las energías renovables no pueden abordar.

*Nuestras previsiones consideran los impactos de impulsores y restricciones como direccionales, no aditivos. Las previsiones de impacto reflejan el crecimiento base, los efectos de mezcla y las interacciones entre variables.

Análisis de Segmentos

Por Tecnología: El Dominio de la Precombustión se Enfrenta a la Disrupción de la Oxicombustión

La captura previa a la combustión representó el 81,45% de la participación del mercado de captura y almacenamiento de carbono en 2025, ya que se complementa con los reformadores de vapor de metano y los gasificadores de biomasa ya comunes en refinerías y complejos químicos. El segmento se beneficia de décadas de datos operativos y de un menor costo incremental cuando se instala durante construcciones en terrenos nuevos. Sin embargo, el proceso impone una penalización energética del 20-25%, y la regeneración de solventes sigue siendo intensiva en capital. Se proyecta que la oxicombustión crezca a una CAGR del 18,21% hasta 2031, impulsada por proyectos como la planta de cemento de Brevik que captura emisiones de proceso sin una extensa separación de gases de combustión. Al quemar combustible en oxígeno puro, el flujo de escape es casi CO₂ puro, lo que simplifica la compresión posterior. Los proveedores de tecnología están introduciendo unidades de oxicombustión modulares adecuadas para la adaptación, y la mejora de la economía de la separación del aire refuerza la competitividad frente a las alternativas de postcombustión. A medida que las industrias pesadas buscan reducciones profundas con una pérdida mínima de eficiencia, se espera que la cuota de mercado de la oxicombustión se expanda rápidamente, desafiando el liderazgo histórico de la precombustión en el mercado de captura y almacenamiento de carbono.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles con la compra del informe

Por Industria de Usuario Final: El Sector Químico Acelera más allá de los Líderes Tradicionales

Las empresas de petróleo y gas representaron el 69,05% del tamaño del mercado de captura y almacenamiento de carbono en 2025, aprovechando los sistemas maduros de CO₂-EOR y las extensas redes de tuberías. Las unidades de captura en plantas de procesamiento de gas proporcionan volúmenes inmediatos, y el conocimiento geológico acelera la selección de sitios de almacenamiento. Sin embargo, la industria química crecerá a una CAGR del 25,12% hasta 2031, ya que los productores de amoníaco y metanol integran hidrógeno azul en los flujos existentes para cumplir los parámetros de intensidad de carbono. La planta de CF Industries en Luisiana, que captura 500.000 t de CO₂ al año, demuestra una economía competitiva cuando los créditos 45Q se combinan con acuerdos de compra asegurados. El hierro y el acero y el cemento siguen siendo usuarios de necesidad porque las emisiones de proceso no pueden evitarse únicamente mediante el cambio de combustible. Los sistemas de captura modulares dimensionados en 400 t de CO₂ por día abren el mercado de clústeres industriales de nivel medio, ampliando la base de instalaciones más allá de las supermajors y permitiendo a productores más pequeños de productos químicos, vidrio y cal participar en el mercado de captura y almacenamiento de carbono.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles con la compra del informe

Análisis Geográfico

América del Norte lideró con una participación del 50,72% en el mercado de captura y almacenamiento de carbono en 2025, respaldada por generosos créditos fiscales 45Q que proporcionan USD 85 por tonelada para la captura directa del aire y USD 60 para la captura en fuente puntual. La Costa del Golfo de EE. UU. concentra emisores, corredores de tuberías y acuíferos salinos, lo que permite conceptos de centros como la propuesta de red del Canal de Barcos de Houston de ExxonMobil por valor de USD 100 mil millones. Canadá complementa la región con un crédito fiscal a la inversión del 60% para equipos de captura directa del aire y del 50% para otros sistemas de captura, impulsando empresas conjuntas como la asociación de USD 2 mil millones entre Strathcona Resources y el Fondo de Crecimiento de Canadá. México se posiciona como socio de transporte transfronterizo, explorando soluciones de almacenamiento compartido en campos marinos agotados.

Se proyecta que Europa registre la CAGR más rápida del 26,05% entre 2026-2031, sustentada por el Fondo de Innovación, el Sistema de Comercio de Emisiones de la UE y el pionero proyecto Longship de Noruega, que comenzó la inyección de CO₂ en Northern Lights en 2025. El proyecto de ley de CCS de Alemania elimina la prohibición de almacenamiento terrestre y desbloquea la Cuenca del Norte de Alemania, mientras que los Países Bajos avanzan con el centro Porthos y el Reino Unido impulsa los clústeres HyNet y Teesside. Los acuerdos de transporte transfronterizo están madurando, y la infraestructura compartida reduce los costos unitarios para los emisores industriales más pequeños. La combinación de fijación de precios del carbono, aranceles fronterizos y subvenciones públicas dedicadas acelera la inversión privada, asegurando que Europa cierre la brecha con América del Norte, que se movió antes.

Asia-Pacífico representa el mayor potencial a largo plazo, impulsado por el compromiso de neutralidad de carbono de China para 2060 y la primera demostración de cemento con oxicombustión en 2025, que validó la idoneidad tecnológica para las industrias de proceso regionales. Japón está codesarrollando rutas de transporte marítimo con Australia para CO₂ licuado, vinculando zonas industriales pesadas con almacenamiento marino en la Cuenca Bonaparte. Indonesia tiene como objetivo 15 proyectos de CCS para 2030, aprovechando abundantes acuíferos salinos profundos, mientras que el Nuevo Pacto Verde de Corea del Sur destina gasto en CCS para el acero y la petroquímica. La región, sin embargo, se enfrenta a regulaciones fragmentadas y al acceso a financiación asequible, factores que pueden retrasar el despegue a plena escala hasta después de 2030.

Análisis de la cadena de valor

La cadena de valor de la CCS abarca desde el diseño de tecnología de captura y el suministro de equipos hasta la ejecución de proyectos, y luego hasta el transporte y las operaciones de almacenamiento a largo plazo. Los insumos upstream incluyen solventes y sorbentes, especialmente sistemas basados en aminas, catalizadores y paquetes de proceso integrados en unidades de hidrógeno, amoniaco y metanol, y equipos rotativos como compresores de CO2, bombas y trenes de deshidratación o compresión. La capacidad de ingeniería, adquisiciones y construcción, así como los internos especializados, pueden convertirse en cuellos de botella de cronograma y costos, lo que está impulsando marcos de proveedores como el acuerdo de suministro estratégico de 2024 entre Carbon Clean y Julius Montz (Koch Engineered Solutions) para fabricar el relleno metálico utilizado en los sistemas de captura modular CycloneCC.

La logística midstream y la infraestructura de almacenamiento moldean cada vez más la bancabilidad de los proyectos, particularmente donde múltiples emisores comparten activos de transporte e inyección. La especialización de equipos también se está extendiendo al transporte marítimo de CO2 para almacenamiento en alta mar, ya que INEOS seleccionó a Svanehoej en febrero de 2025 para suministrar bombas de carga de CO2 para la instalación terrestre y un buque transportador de CO2 licuado construido especialmente para dar soporte al Project Greensand. En el lado downstream, los operadores y reguladores enfatizan la medición, el monitoreo y la verificación, junto con la gestión de responsabilidad a largo plazo, lo que aumenta la demanda de caracterización subterránea, sensores de monitoreo y servicios integrales de garantía de captura, transporte y almacenamiento. En Europa, la atención política a las cadenas de suministro industriales, como en el marco de la Net-Zero Industry Act, ha reforzado los esfuerzos por mapear y escalar la capacidad de fabricación de CCUS y reducir la fragmentación entre estos nodos de la cadena de valor.

Oportunidades de mercado y perspectivas futuras

Los programas de descarbonización industrial están creando espacios en blanco concretos para soluciones de captura integradas que combinan equipos de captura con acceso a transporte y almacenamiento permanente, especialmente para activos químicos, de refinación y de energía en geografías hub. Una oportunidad a corto plazo se encuentra en el metanol bajo en carbono y otras vías químicas intensivas en CO2, donde flujos de proceso de CO2 de alta pureza pueden capturarse a escala; por ejemplo, INEOS Acetyls y Sandpiper Chemicals anunciaron en abril de 2026 un proyecto de metanol bajo en carbono de 1.7 mil millones de USD y 1.1 MMtpy en Texas City que incorpora una captura del 97% del CO2 de proceso. En Norteamérica, la economía de la captura en grandes fuentes puntuales se está reforzando con infraestructura habilitante y estructuras de contratación de almacenamiento, incluyendo julio de 2025, cuando CF Industries puso en marcha una unidad de deshidratación y compresión de CO2 en su Complejo Donaldsonville en Louisiana para permitir el secuestro permanente de hasta 2 millones de toneladas métricas de CO2 por año.

Un segundo ámbito de oportunidad es el desarrollo de redes reguladas de transporte y almacenamiento multiusuario que reducen el riesgo para emisores medianos que no pueden justificar oleoductos y pozos de inyección dedicados. El Departamento de Seguridad Energética y Cero Neto del Reino Unido publicó un Código de Red de CCS en 2025, que define las reglas comerciales y técnicas para los usuarios de la red y los operadores de transporte y almacenamiento, mientras que las enmiendas de 2026 a las normas de seguridad e instalaciones costa afuera del Reino Unido incorporaron explícitamente las actividades de CCUS en los marcos de riesgo de accidentes graves, ayudando a estandarizar los requisitos para las operaciones de oleoductos y offshore. En Asia-Pacífico y Oceanía, vías de permisos más claras para el almacenamiento en alta mar están abriendo mercados direccionables adicionales para proyectos de captura que pueden transportar CO2 por barco, respaldados por la guía actualizada de aprobaciones regulatorias de CCS offshore de Australia emitida en marzo de 2026 en el marco de la Offshore Petroleum and Greenhouse Gas Storage Act 2006. En todas las regiones, los paquetes de captura modular y la capacidad de transporte marítimo y bombeo de CO2 construida especialmente están surgiendo como palancas prácticas para acortar los plazos de ejecución y conectar emisores dispersos con almacenamiento compartido.