QatarEnergy planea capturar 11 millones de toneladas de CO2 anualmente para 2035
Fecha de publicación: Wed, 22 Oct 2025 07:48:36 GMT
QatarEnergy ha delineado un ambicioso plan para expandir su capacidad de captura y almacenamiento de carbono (CCS) a 7-9 millones de toneladas por año (mtpa) para 2030 y superar las 11 mtpa para 2035, reforzando su estrategia para ofrecer gas natural licuado (GNL) con menor contenido de carbono y apoyar los objetivos nacionales de descarbonización.
La empresa actualmente opera 2.2 mtpa de capacidad activa de CCS, capturando CO2 del gas de alimentación utilizado en trenes de GNL y operaciones de gas de venta. Desde su inicio, el sistema ha almacenado aproximadamente 7.5 millones de toneladas de CO2, según el último Informe de Sostenibilidad de QatarEnergy.
Integración de CCS en proyectos de GNL y EOR
La expansión será impulsada por los desarrollos del Campo Norte Este (NFE), Campo Norte Sur (NFS) y Campo Norte Oeste (NFW), cada uno diseñado con infraestructura integrada de CCS.
Una vez operativos, estos proyectos contribuirán con más de 5.5 mtpa de capacidad de captura, posicionando a Qatar como uno de los mayores operadores de CCS en el sector del GNL a nivel mundial.
En paralelo, QatarEnergy está avanzando en varias iniciativas para optimizar y diversificar su cartera de CCS. Estas incluyen:
- Expandir la integración de CCS en trenes de GNL existentes.
- Capturar CO2 durante la producción de amoníaco con bajo contenido de carbono.
- Evaluar la captura post-combustión en turbinas de gas.
- Probar la recuperación mejorada de petróleo (EOR) utilizando CO2 capturado de la Ciudad Industrial de Ras Laffan (RLIC) para el redesarrollo de campos en Dukhan.
Uno de los esfuerzos clave en marcha es el Proyecto de Captura de CO2 Norte y Sur de QatarEnergy LNG, que tiene como objetivo capturar alrededor de 4 mtpa de CO2 para 2030 mediante compresión e inyección en seis pozos dedicados en RLIC.
Una iniciativa complementaria, el Proyecto Piloto de Exportación de CO2, transportará CO2 capturado desde RLIC hasta Dukhan a través de una nueva tubería de 154 kilómetros (96 millas), donde se inyectará en yacimientos maduros para mejorar la recuperación de petróleo. El piloto de cinco años está programado para comenzar antes de finales de 2027, con desarrollo a gran escala planificado posteriormente.
QatarEnergy dice que su estrategia a largo plazo incluye desarrollar un marco nacional de CCUS y estándares, asegurando que las tecnologías de gestión de carbono sean escalables y estén alineadas con las mejores prácticas globales.
Nota originada según la Fuente: Carbon Herald – Leer artículo original (la transcripción es un espejo de la fuente citada)
🎯 La Opinión de El Genio Inversor 👇
QatarEnergy ha presentado una hoja de ruta clara y ambiciosa para escalar su capacidad de captura y almacenamiento de carbono (CCS) hasta superar las 11 millones de toneladas anuales para 2035, consolidando a Qatar como un actor clave en la descarbonización del sector del gas natural licuado (GNL). Con una capacidad actual de 2.2 mtpa y más de 7.5 millones de toneladas de CO2 ya almacenadas, la integración de infraestructura de CCS en megaproyectos como el Campo Norte Este, Sur y Oeste refleja un compromiso tangible con tecnologías de bajo carbono, alineado con los objetivos nacionales de sostenibilidad.
Destaca especialmente la estrategia integral que combina CCS con recuperación mejorada de petróleo (EOR), mediante el transporte de CO2 desde Ras Laffan hasta Dukhan, un proyecto piloto que comenzará antes de finales de 2027. Esta iniciativa no solo reduce emisiones, sino que también impulsa la eficiencia en la explotación de campos petroleros maduros, demostrando cómo las soluciones de gestión de carbono pueden ser económicamente viables y ambientalmente beneficiosas. Además, la evaluación de captura post-combustión y su aplicación en amoníaco bajo en carbono amplía el alcance del modelo qatarí.
Este avance se inscribe en una tendencia global creciente hacia la implementación de CCUS en la industria energética, similar a proyectos en Noruega como Northern Lights o en Estados Unidos con el Permian Basin. ¿Cómo podrían países en desarrollo con sectores energéticos emergentes aprender de este modelo para integrar CCS sin comprometer su crecimiento económico?
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