Tamaño y Participación del Mercado de Absorción CCUS - Tendencias de Crecimiento y Pronóstico (2027 - 2032)

Tendencias e Información del Mercado

Mandatos de Descarbonización Industrial y Precios del Carbono

Los mandatos de descarbonización industrial crean una demanda sostenida para el mercado de absorción CCUS al requerir reducciones de emisiones sin especificar una ruta tecnológica particular. La absorción es a menudo la opción práctica para los gases de combustión industriales con altas concentraciones de CO2. El Sistema de Comercio de Emisiones de la Unión Europea cubre el 40% de las emisiones totales de gases de efecto invernadero de la Unión Europea, creando una presión de cumplimiento continua para los operadores industriales. La Ley de Industria de Cero Emisiones Netas de la UE establece un objetivo de capacidad de inyección de CO2 de 50 millones de toneladas métricas por año para 2030 y requiere que los productores de petróleo y gas contribuyan con capacidad de almacenamiento en función de sus niveles de producción. Esto aumenta la capacidad de almacenamiento disponible y respalda la demanda de captura en fuentes industriales. El Proyecto de Ley de Promoción de la Industria CCUS de Corea del Sur, que entró en vigor en febrero de 2025, estableció un marco legal y de apoyo empresarial para las actividades de CCUS.

Créditos Fiscales, Contratos por Diferencia y Reparto Público del Riesgo

Las medidas de reparto público del riesgo respaldan el mercado de absorción CCUS al convertir el potencial técnico en ingresos de proyectos predecibles. La opción de pago directo de la Sección 45Q permite a los patrocinadores de proyectos elegibles acceder al crédito completo de almacenamiento geológico de 85 USD por tonelada métrica para proyectos que comiencen su construcción antes de 2032. Esta estructura amplía el acceso más allá de los patrocinadores que pueden utilizar capital fiscal. Las regulaciones finales para el crédito de hidrógeno limpio de la Sección 45V entraron en vigor el 10 de enero de 2025 y requieren la certificación de las emisiones de gases de efecto invernadero del ciclo de vida para la producción de hidrógeno calificada. Por lo tanto, el equipo de captura puede ser importante para los proyectos de hidrógeno azul que buscan niveles de crédito más altos. Japón seleccionó 9 proyectos bajo su programa de Captura y Almacenamiento de Carbono Avanzado (CCS) en el año fiscal 2024, con el objetivo de almacenar 20 millones de toneladas métricas anuales de CO2 para 2030 mediante apoyo integrado desde la captura hasta el almacenamiento. Los Contratos por Diferencia respaldados por el gobierno en el Reino Unido también han permitido la ejecución de proyectos en clústeres de CCS donde los incentivos fiscales por sí solos no resolverían la incertidumbre de los ingresos.

Centros CCUS y Modelos de Transporte y Almacenamiento Compartidos

Los sistemas de transporte y almacenamiento compartidos mejoran la economía del mercado de absorción CCUS al distribuir los costos de tuberías y almacenamiento entre múltiples emisores. Esto reduce la escala mínima viable de captura y da a las instalaciones de tamaño mediano acceso a infraestructura que anteriormente favorecía a los grandes operadores integrados. Northern Lights alcanzó una decisión de inversión final para la Fase 2 en marzo de 2025, con Equinor, Shell y TotalEnergies comprometiendo 7,5 mil millones de NOK (~0,81 mil millones de USD) para expandir la capacidad de inyección de 1,5 millones a al menos 5 millones de toneladas métricas por año para 2028. La expansión está respaldada por un acuerdo comercial de 15 años con Stockholm Exergi para CO2 biogénico. La Fase 1 entró en operación en agosto de 2025 como una instalación de transporte y almacenamiento de terceros de acceso abierto, con su capacidad anual de 1,5 millones de toneladas métricas totalmente contratada. Los proveedores con interfaces de equipos estandarizadas y experiencia en entrega multisitio probablemente se beneficiarán a medida que los proyectos basados en centros se vuelvan más comunes.

Expansión del Hidrógeno Azul y los Combustibles de Bajas Emisiones

El hidrógeno azul y otros proyectos de combustibles de bajas emisiones crean una nueva fuente de demanda para el mercado de absorción CCUS, ya que las unidades de captura se incorporan al diseño de las plantas. Los sistemas de solventes físicos son especialmente relevantes cuando el gas de síntesis se procesa a presión elevada. Las regulaciones de la Sección 45V sitúan la certificación de emisiones del ciclo de vida en el centro de la elegibilidad del hidrógeno limpio en los Estados Unidos, fortaleciendo el caso comercial para los equipos de captura en instalaciones calificadas. Sin embargo, la demanda sigue expuesta a precios inciertos de compra de hidrógeno, lo que puede retrasar las decisiones de inversión final cuando la capacidad de captura está diseñada en torno a la coproducción. Este riesgo difiere del de los proyectos establecidos de recuperación mejorada de petróleo con CO2 porque depende de la demanda de una cadena de valor de combustible más nueva.

Penalización Energética por Regeneración de Solventes

La regeneración de aminas sigue siendo una restricción operativa significativa para el mercado de absorción CCUS. La absorción química generalmente requiere de 2,5 a 4 gigajulios de energía térmica por tonelada métrica de CO2 recuperado. En sitios que utilizan vapor de origen fósil, del 15% al 25% del CO2 bruto evitado es consumido por el propio proceso de captura. Esto reduce la cantidad elegible para monetización bajo estructuras de crédito fiscal y comercio de emisiones. Los costos operativos también están vinculados a los precios del gas natural, lo que añade incertidumbre a la financiación de activos de captura de larga vida. Mitsubishi Heavy Industries (MHI) comenzó a operar una planta piloto utilizando su solvente KS-21 en la Central Eléctrica Himeji No. 2 de Korea Electric Power Corporation (KEPCO) en mayo de 2025, reportando un menor consumo de energía de regeneración y emisiones de aminas que su formulación anterior KS-1.

Coordinación entre Cadenas y Riesgo Contractual

Los proyectos de CCUS requieren alineación entre la captura, el acondicionamiento de CO2, el transporte y el almacenamiento. Estas actividades implican diferentes estructuras de costos, acuerdos de responsabilidad, regulaciones y riesgos de contraparte. BASF archivó la inversión en Captura y Almacenamiento de Carbono (CCS) Kairos en Amberes en marzo de 2025, a pesar de contar con 500 millones de EUR (~559,67 millones de USD) en apoyo comprometido del Fondo de Innovación de la UE, demostrando cómo la desalineación comercial puede detener un proyecto financiado. La Directiva de CCS de la UE requiere planes de monitoreo, revisiones de permisos cada 5 años y disposiciones financieras para la gestión del CO2 posterior al cierre. Estas obligaciones extienden la responsabilidad entre las contrapartes durante décadas. Como resultado, el diseño de contratos puede alargar las etapas de ingeniería y financiación, incluso cuando la tecnología y el financiamiento están en su lugar.

*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

La absorción química representó el 62,45% de la participación del mercado de absorción CCUS en 2026. El segmento está respaldado por el uso establecido de sistemas de postcombustión a base de aminas en el procesamiento de gas natural, refinación, generación de energía y sitios industriales. Estos sistemas pueden lograr tasas de captura de CO2 del 90% o más a partir de gases de combustión diluidos a presión cercana a la atmosférica. BASF reporta más de 500 plantas de referencia para su tecnología OASE, lo que refleja una base instalada sustancial. La ingeniería estandarizada, los datos operativos y las cadenas de suministro de solventes establecidas respaldan un mayor uso en modernizaciones.

Se prevé que la absorción física crezca a una CAGR del 14,12% de 2027 a 2032. Los proyectos de hidrógeno azul, precombustión y endulzamiento de gas natural favorecen los solventes físicos cuando la presión de operación y la presión parcial de CO2 son altas. Rectisol y Selexol pueden proporcionar ventajas energéticas y de capital bajo esas condiciones. Las nuevas plantas de hidrógeno y amoníaco pueden seleccionar sistemas físicos desde la etapa de diseño, mientras que los activos de combustibles fósiles existentes a menudo continúan utilizando absorción química. El CycloneCC de Carbon Clean combina lechos empacados rotativos con un solvente de sal tampón promovido por aminas, reduciendo la huella del equipo hasta en un 50% en sitios industriales de escala media.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al adquirir el informe

Los solventes a base de aminas representaron el 55,12% de la participación del mercado de absorción CCUS en 2026. Su posición refleja más de tres décadas de uso comercial de CCS con monoetanolamina, dietanolamina y mezclas propietarias. MHI había entregado 18 plantas comerciales utilizando su Proceso KM CDR y Proceso KM CDR Avanzado, con dos plantas en entrega a diciembre de 2025. Esta base de referencia respalda la selección de proveedores cuando los compradores requieren un rendimiento de captura demostrado. Los diseños estándar también permiten que las aminas sirvan a una amplia gama de composiciones de gases de combustión.

Se prevé que los productos químicos a base de álcalis crezcan a una CAGR del 14,56% de 2027 a 2032. El carbonato de potasio, las variantes de amoníaco enfriado y los procesos de sales mixtas son adecuados para corrientes de alta presión parcial de CO2 provenientes de hornos de cemento y altos hornos de acero. Sus menores requisitos de energía de regeneración pueden mejorar la economía donde los costos de combustible y vapor son altos. El Proceso de Sales Mixtas de Baker Hughes y el sistema de amoníaco enfriado a presión ambiente de Capsol Technologies están incluidos en el compendio de tecnología 2025 del Instituto Global de CCS. Los líquidos iónicos, los solventes termomórficos, los sistemas de carbonato acelerados por enzimas y las sales de aminoácidos siguen siendo opciones emergentes que requieren aprobación regulatoria y confianza en el financiamiento para una implementación más amplia.

El petróleo y el gas representaron el 34,57% de la participación del mercado de absorción CCUS en 2026. Décadas de recuperación mejorada de petróleo con CO2 habían creado infraestructura de manejo de CO2 antes de que se acelerara el despliegue impulsado por las políticas actuales. Las grandes emisiones en instalaciones individuales pueden respaldar inversiones en captura que los sitios industriales más pequeños no pueden justificar. Los principales operadores, incluidos ExxonMobil, Chevron y Shell, están llevando a cabo modernizaciones de instalaciones y desarrollo de almacenamiento de carbono. La generación de energía, la producción química y los petroquímicos también contribuyen a la demanda, particularmente para plantas de amoníaco y metanol que utilizan eliminación de gas ácido.

Se prevé que el cemento crezca a una CAGR del 15,68% de 2027 a 2032, la tasa más alta entre las industrias de usuarios finales. La calcinación de piedra caliza representa el 60% de la producción de CO2 del sector cementero a través de una reacción química, por lo que la electrificación y el cambio de combustible no pueden abordar completamente esta fuente. La Agencia Internacional de Energía informó que la capacidad de cemento planificada de casi cero emisiones para 2030 había crecido un 30% hasta 35 millones de toneladas métricas, pero seguía por debajo del ritmo requerido. MHI y Worley recibieron el contrato de diciembre de 2025 para el primer proyecto de captura de CO2 en una planta de cemento del Reino Unido en la instalación Padeswood de Heidelberg Materials^[1]. La instalación está diseñada para capturar 800.000 toneladas métricas por año y conectarse al clúster HyNet.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al adquirir el informe

Análisis Geográfico

América del Norte

América del Norte representó el 36,33% de la participación del mercado de absorción CCUS en 2026. Los créditos fiscales de la Sección 45Q, la infraestructura establecida de tuberías de CO2 y más de 20 millones de toneladas métricas por año de capacidad de captura en los Estados Unidos reducen el costo incremental de transporte de nuevos proyectos. El centro de CCS del Canal de Houston involucra a ExxonMobil, Chevron, Linde y 8 socios industriales adicionales, con el objetivo de capturar hasta 50 millones de toneladas métricas anuales para 2030. Canadá contribuye a través de los precios del carbono y los compromisos de descarbonización de las arenas petrolíferas, mientras que México se encuentra en una etapa más temprana de evaluación de viabilidad. Fluor está llevando a cabo ingeniería en etapa avanzada para proyectos de energía a gas, hidrógeno azul, residuos a energía y cemento en América del Norte y Europa.

Asia-Pacífico

Se prevé que Asia-Pacífico se expanda a una CAGR del 15,23% de 2027 a 2032, convirtiéndola en la región de más rápido crecimiento en el mercado de absorción CCUS. En febrero de 2025, Japón designó una zona marítima frente a la ciudad de Tomakomai como su primera área especificada bajo la Ley de Negocios de CCS, iniciando la concesión de licencias de almacenamiento comercial. Sus 9 Proyectos Avanzados de CCS respaldados por JOGMEC están persiguiendo 20 millones de toneladas métricas de capacidad de almacenamiento anual para 2030 en 6 regiones industriales. El Proyecto de Ley de Promoción de la Industria CCUS de Corea del Sur y el posterior programa de préstamos de 300 mil millones de KRW proporcionan un marco legal y de financiamiento para el despliegue comercial. El Catálogo de Promoción de Tecnología Verde de China establece un umbral de captura anual de 50.000 toneladas métricas para proyectos elegibles de energía a carbón y petroquímicos, vinculando las finanzas verdes a la adquisición de equipos^[2].

Europa, América del Sur y Oriente Medio y África

Europa está respaldada por el objetivo de la Ley de Industria de Cero Emisiones Netas de la UE de 50 millones de toneladas métricas de capacidad anual de inyección de CO2 para 2030. La Fase 2 de Northern Lights amplía la infraestructura de almacenamiento noruega, mientras que HyNet y el Clúster de la Costa Este del Reino Unido continúan con el apoyo del gobierno. En agosto de 2025, la Asociación Northern Endurance adjudicó a Halliburton un contrato para monitorear el acuífero salino Endurance, con una capacidad de inyección anual inicial de 4 millones de toneladas métricas, comenzando tan pronto como en 2027. América del Sur se encuentra en una etapa temprana, aunque MHI recibió un contrato de estudio en 2025 para módulos de captura de CO2 en embarcaciones costa afuera de Petrobras. La actividad en Oriente Medio y África se está construyendo sobre los mandatos de descarbonización de las compañías nacionales de petróleo y la experiencia con la recuperación mejorada de petróleo con CO2.