Hace casi cuatro años, los legisladores de California ordenaron a los reguladores estatales que se prepararan para una industria que prometía una nueva forma de combatir el cambio climático: enterrar permanentemente el dióxido de carbono bajo tierra.La ley exigía normas que regularan cómo las empresas supervisarían el carbono almacenado y cómo responderían en caso de fallo. Establecía como fecha límite enero de 2025 para que las empresas demostraran su capacidad de pago para la limpieza y otros gastos, y para crear una única solicitud que coordinara los permisos entre los distintos organismos.
Paid to bury carbonCarbon storage doesn’t turn a profit on its own. At Elk Hills, CRC and its affiliates could draw on four public funding streams worth billions:Federal tax credit, $85/ton: At the current pace (~100,000 metric tons/year), about $8.5 million a year. At a faster pace, one that would fill the reservoir within the credit’s 12-year window, Elk Hills’ first phase alone could yield $3.2 billion — and CRC and its affiliates could take in as much as $30 billion if the company’s statewide plans scale up.Low Carbon Fuel Standard credits, $72/ton: CRC has applied to qualify buried carbon under this program, normally reserved for cleaner transportation fuels. It would likely cover fewer tons than the project actually buries, since capturing and storing the carbon spends emissions of its own. The benefit may go to a related company, not CRC itself.Cap-and-invest, $29/ton: Still-unwritten rules will decide whether buried carbon counts as reduced pollution. If it does, a company could cut costs — or end up with surplus permits, since oil and gas producers get free permits based on production, not emissions. Again, the benefit may not go to CRC itself.Manufacturing Decarbonization Incentive, a $4 billion pool: A new slice of cap-and-invest allowances — the same pot that funds transit, drinking water, and affordable housing — set aside for companies investing in tech like carbon capture.
Más de 19 meses después de esa fecha límite, California aún no ha adoptado sus normas de almacenamiento de carbono.En mayo, California Resources Corp., la mayor productora de petróleo de California, comenzó a enterrar carbono en Elk Hills, un vasto yacimiento petrolífero centenario ubicado en la zona rural del condado de Kern. Con estas inyecciones, el proyecto se convirtió en una importante prueba piloto: la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos, que aprobó las inyecciones, afirmó no tener ningún otro proyecto similar en el país.Sin sus propias normas, California no puede exigir a empresas como CRC un estándar más estricto que el del gobierno federal, ni asegurarse de que el carbono —un gas que asfixia a las personas en altas concentraciones y que impulsa el cambio climático— permanezca bajo tierra.“Si algo sale mal, surgen preguntas muy importantes sobre quién se ocuparía realmente de esas preocupaciones y consecuencias”, dijo Michelle Ghafar, abogada de Earthjustice que representa a los grupos que demandan para detener el proyecto. “Y tenemos un historial de compañías petroleras que no se responsabilizan de limpiar sus desastres”.Los líderes estatales han impulsado el proyecto de Elk Hills. El gobernador Gavin Newsom ha calificado las inyecciones en Elk Hills como “prueba de que la innovación y la ambición son la esencia de California”. La senadora estatal Anna Caballero afirmó que nunca tuvo la intención de que la ley que redactó, la cual establecía las normas, paralizara proyectos que ya estaban en marcha.El estado confía en la captura de carbono para alcanzar sus ambiciosos objetivos climáticos. Sus defensores la han descrito durante mucho tiempo como una solución para industrias difíciles de descontaminar, como las cementeras. Sin embargo, la Junta de Recursos del Aire de California, principal organismo regulador del clima en el estado, ha declarado a CalMatters que probablemente no podrá reducir las emisiones un 85 % por debajo de los niveles de 1990 sin ampliar considerablemente el uso de la captura de carbono, incluyendo potencialmente en centrales eléctricas de gas.La tarea de redactar las normas de almacenamiento de carbono recae en la junta de calidad del aire. Otras dos agencias ya supervisan partes del proyecto: la División de Gestión de Energía Geológica, o CalGEM, que regula los pozos de petróleo y gas, y la EPA de EE. UU., que autoriza los pozos de inyección en virtud de la ley federal de agua potable.Sin embargo, persisten las dudas sobre quién tiene autoridad sobre el proyecto. No está claro qué organismo es responsable si, por ejemplo, se produce una fuga de carbono a través de uno de los pozos más antiguos del yacimiento. CalGEM regula esos pozos, pero el plan de emergencia de la empresa exige notificar a la EPA cuando algo sale mal.Los funcionarios de la junta de calidad del aire dijeron que la falta de personal les impidió terminar las normas a tiempo. Señalaron la supervisión existente, que incluye el permiso federal diseñado para garantizar la seguridad del agua potable y una aprobación del condado de Kern cuya evaluación ambiental está siendo impugnada en los tribunales.Hay mucho en juego financieramente. El proyecto podría generar miles de millones de dólares en fondos públicos —financiados en parte por créditos fiscales federales y en parte por los conductores de California— si se amplía según lo previsto.«Si eres conductor, deberías preocuparte por cómo se gasta este dinero», afirmó Danny Cullenward, experto en clima y vicepresidente de un comité independiente que revisa el mercado del carbono. «Además, estás pagando mucho dinero para que grandes compañías petroleras experimenten con estas tecnologías sin un marco regulatorio».La empresa considera que su negocio de almacenamiento está alineado con los objetivos del estado, además de representar una oportunidad.“Nuestro objetivo es ser un socio del estado en su transición hacia el futuro que vislumbra para sí mismo”, dijo Jas Sajjan, vicepresidente sénior de asuntos gubernamentales de la compañía.Yacimientos agotados perforados por la perforaciónEn medio de las colinas de Elk Hills, cubiertas de matorrales, al oeste de Bakersfield, un trabajador petrolero con casco giraba manualmente una válvula verde. En un letrero cercano, dígitos rojos brillaban como un marcador, contabilizando las toneladas mientras el mayor productor de petróleo de California comenzaba a bombear dióxido de carbono a las profundidades de la tierra.Las escenas, capturadas en las fotografías promocionales que la compañía publicó sobre las inyecciones de mayo, figuraban entre las imágenes elegidas por la empresa para ese momento. El proyecto de Elk Hills es el primero de una empresa conjunta llamada Carbon TerraVault que CRC formó con el inversor neoyorquino Brookfield Asset Management para desarrollar sus proyectos de captura de carbono.Durante décadas, las compañías petroleras han inyectado dióxido de carbono en yacimientos antiguos para extraer más crudo, una práctica prohibida en California conocida como recuperación mejorada de petróleo. En Elk Hills, el carbono se inyecta exclusivamente para su almacenamiento permanente; según la EPA, este es el único proyecto de este tipo conocido en Estados Unidos.La empresa, los reguladores federales y los funcionarios estatales consideran que los vastos yacimientos agotados del campo son idóneos para el almacenamiento, ya que retuvieron petróleo y gas durante millones de años.Pero el atractivo del yacimiento como lugar de almacenamiento reside en su propio riesgo. Se ha estado perforando desde 1910 , y los pozos antiguos podrían permitir que el dióxido de carbono regrese a la superficie. La comunidad más cercana, Valley Acres, se encuentra a menos de seis kilómetros.FracTracker Alliance, una organización sin fines de lucro que mapea el desarrollo de petróleo y gas, identificó 913 pozos de petróleo y gas a menos de una milla de los cuatro pozos de inyección del proyecto, según un nuevo análisis realizado para el grupo de defensa del consumidor Consumer Watchdog . La mayoría de ellos están sin sellar, e incluso los pozos sellados pueden deteriorarse, afirmó Kyle Ferrar, director del programa para la región occidental del grupo. Es posible que el recuento sea inferior al total, ya que los registros antiguos podrían omitir pozos por completo, agregó.La preocupación no es nueva. En 2024, un geocientífico federal jubilado que revisó el proyecto advirtió que 204 pozos perforaban la capa de roca destinada a sellar el yacimiento que ahora recibe inyecciones y podrían convertirse en vías de escape para el dióxido de carbono.El plan de emergencia del proyecto y el permiso que lo respalda se basan en la Ley de Agua Potable Segura, pero también exigen la monitorización del aire superficial y un plan para informar al público en caso de emergencia.Pero, según los expertos, esto deja un vacío: las normas federales exigen pruebas de integridad periódicas solo en los pozos de inyección, no en los cientos de pozos antiguos que los rodean, explicó Forrest Smith, ingeniero petrolero que durante seis años fue el único ingeniero del Servicio de Parques Nacionales a cargo de miles de pozos de petróleo y gas envejecidos. Esto significa que gran parte de la responsabilidad de la autogestión recae sobre la empresa.“No se revisan mucho estos pozos antiguos hasta que se convierten en un problema”, dijo. “Se trata de asegurarse de que las empresas que realizan estas labores mantengan un control estricto”.La compañía declinó hacer comentarios sobre el análisis de FracTracker o las preocupaciones expresadas previamente por el geocientífico, pero afirmó que los riesgos ya se han abordado. Antes de que comenzara la inyección, la EPA exigió a la compañía que sellara o volviera a sellar unos 200 pozos, según indicó la agencia en un comunicado de prensa . Para ello, se basó en los registros de CalGEM, el organismo regulador estatal de petróleo y gas, explicó Mikayla Rumph, portavoz de la EPA.CalGEM confirmó que revisó los pozos que la EPA ordenó sellar. El estado conserva la autoridad sobre otros pozos en el yacimiento, incluidos los pozos de observación vinculados al proyecto, pero no regulará los pozos de inyección en sí, dijo Jacob Roper, portavoz de CalGEM.Las reglas nunca tuvieron como objetivo retrasar los proyectosCalifornia publicó en mayo el primer borrador de su normativa sobre captura de carbono, y los ecologistas afirman que no cumple con la ley . La junta de control de la calidad del aire prevé finalizar la normativa este año.La industria petrolera y los grupos empresariales quieren que se finalice el proceso, que ya lleva retraso, no que se amplíe.El reglamento de la junta de calidad del aire exige que las empresas supervisen sus instalaciones, divulguen los resultados y demuestren que pueden costear la reparación de una fuga o el sellado de un pozo durante 100 años después de que finalice la inyección. Sin embargo, dado que la junta de calidad del aire aún no ha finalizado las normas para hacer cumplir dicho estándar, no está claro si el requisito de 100 años se aplica ahora a Elk Hills o si, mientras tanto, rige el estándar federal más corto.El documento tampoco especifica si el trabajo de monitoreo de las empresas sería verificado de forma independiente, ni detalla cuándo una fuga o un terremoto requerirían alertar a los residentes cercanos.CRC ha comunicado a la EPA que planea monitorear la calidad del agua subterránea y rastrear la columna de dióxido de carbono subterránea durante 50 años después de que finalice la inyección. La compañía también ha presentado una carta de crédito de 9,1 millones de dólares para sellar pozos y mantener el sitio posteriormente, y ha contratado una póliza de seguro independiente de 24,6 millones de dólares para cubrir los costos de respuesta en caso de que algo salga mal.Ha solicitado a la junta de calidad del aire que defina qué cobertura adicional requerirían los próximos 50 años, argumentando que el riesgo es menor una vez que la nube se haya estabilizado.En una reunión pública virtual celebrada en junio, Jon Kendrick, de la Cámara de Comercio de California , instó a la junta de control de la calidad del aire a evitar duplicar las normas federales. En sus comentarios por escrito, la CRC solicitó a la junta que no impusiera requisitos más amplios específicos para California.Katie Valenzuela, defensora de políticas de justicia ambiental, afirmó que el plan de la junta de calidad del aire se inclina demasiado hacia trasladar la responsabilidad a las propias empresas. “¿De qué sirve tener normas y reglas si no existe un mecanismo para garantizar su cumplimiento?” , preguntó durante la reunión.Matthew Botill, jefe de división de la junta de calidad del aire, afirmó que el Proyecto de Ley del Senado 905, la ley de 2022 que establece las normas, nunca otorgó a la junta la facultad de anular las autorizaciones de las agencias que ya autorizaban proyectos. En una entrevista aparte con CalMatters el año pasado, Botill declaró que su agencia no contaba con el presupuesto necesario para contratar a los expertos que se requerían para redactar las normas a tiempo. Incluso si las normas estuvieran vigentes, Botill explicó a CalMatters que su agencia no tendría autoridad para aprobar ni bloquear proyectos. Hacerlo está fuera del ámbito de competencia regulatoria directa del estado, añadió.Eso fue intencional: mientras la ley avanzaba en la Legislatura, su autor, Caballero, envió una carta a las agencias instándolas a no permitir que las nuevas normas retrasaran los proyectos que ya estaban en marcha.Caballero, en declaraciones a CalMatters, afirmó que la ley tenía como objetivo coordinar las agencias existentes. California necesita proyectos como Elk Hills para alcanzar sus objetivos climáticos y crear empleos.“Queremos fomentar el tipo de inversión que ayude a California a cumplir sus objetivos climáticos al tiempo que crea y protege puestos de trabajo”, afirmó.Una tecnología que podría propagarseCon miles de millones de dólares en fondos públicos sobre la mesa, los proyectos de almacenamiento de carbono podrían extenderse por toda California.CRC está inyectando carbono capturado en su planta de gas criogénico en Elk Hills, que enfría los gases a temperaturas extremadamente bajas para separarlos.La empresa también tiene previsto obtener carbono de una central eléctrica de gas natural cercana , lo que supondrá otra fuente de carbono para el proyecto.La empresa está presionando a los reguladores estatales de servicios públicos para que permitan que las plantas de gas natural equipadas con captura de carbono se consideren energía limpia. Si los reguladores están de acuerdo, las empresas de servicios públicos podrían firmar contratos a largo plazo para esa electricidad, lo que abriría un nuevo mercado para la empresa, una perspectiva que el director ejecutivo Francisco León calificó en mayo como “un punto de inflexión” y “una oportunidad increíble”.La empresa también ha firmado acuerdos para enterrar el dióxido de carbono procedente de otras empresas, como parte de un plan para convertir sus centros de almacenamiento estatales en centros para las emisiones industriales del estado.Una expansión a nivel estatal probablemente requeriría gasoductos para transportar ese carbono a los pozos. California levantó la moratoria sobre esos gasoductos el año pasado, y las nuevas normas adoptadas por la Oficina del Jefe de Bomberos del Estado entraron en vigor el mes pasado . Dichas normas no exigen que el gas tenga olor, lo que impide que las personas cercanas a una fuga lo huelan, según Liza Tucker, investigadora del grupo Consumer Watchdog.En un nuevo informe, Tucker argumenta que el almacenamiento de carbono es un salvavidas para una industria que el estado supuestamente debería estar desmantelando.“Lo único que hace es afianzarnos y obligarnos a mantener vivos los combustibles fósiles durante mucho más tiempo del que deberíamos”, dijo Tucker.Por ahora, la empresa está inyectando carbono en Elk Hills mientras la demanda ambiental contra el proyecto sigue sin resolverse. La demanda, presentada por una coalición de grupos comunitarios y organizaciones ambientalistas del condado de Kern, argumenta que la evaluación ambiental del proyecto nunca abordó el origen de todo el carbono: la captura y el transporte de carbono desde fuentes industriales a una región que ya se encuentra entre las más contaminadas del país.Ghafar, la abogada de Earthjustice que representa a los grupos que impugnan el proyecto, afirmó que ninguna agencia está examinando la totalidad de los riesgos que este conlleva. Los reguladores federales se centran principalmente en el agua potable, mientras que las agencias estatales supervisan distintas partes del proyecto, lo que deja sin respuesta la cuestión de quién se haría cargo si el dióxido de carbono se escapara a la superficie, explicó.“Es realmente alarmante que hayan comenzado las inyecciones cuando aún no tenemos una decisión judicial sobre estas cuestiones tan importantes acerca de si se han abordado por completo los riesgos de fugas, desastres y la regulación adecuada”, dijo Ghafar. “En realidad, no hay una sola agencia o entidad que esté analizando el alcance total”.This article was originally published on CalMatters and was republished under the Creative Commons Attribution-NonCommercial-NoDerivatives license.
