Tecnologías de Captura y Almacenamiento de Carbono: Protegiendo el Planeta y Mejorando la Eficiencia Energética

Tecnologías de Captura y Almacenamiento de Carbono (CCS)

La captura y almacenamiento de carbono, también llamada secuestro (CCS), implica la captura, transporte, inyección y contención de CO₂ (dióxido de carbono) en estructuras geológicas como yacimientos de petróleo y gas agotados, acuíferos salinos terrestres y marinos profundos en la corteza terrestre, cavernas de sal o capas de carbón no explotables. Es tanto un enfoque para mejorar la producción de operaciones existentes de petróleo y gas como un medio para reducir emisiones de gases de efecto invernadero (GEI).

El CCS proporciona una alternativa adicional en la utilización de energía basada en combustibles fósiles, mientras brinda tiempo de transición adicional para que los sistemas energéticos se muevan hacia combustibles con carbono (C) reducido o cero, como renovables. Hay beneficios económicos y sociales del CCS: (i) reducción de emisiones de CO₂ a la atmósfera, mitigando potencialmente el cambio climático peligroso; (ii) innovación, acceso a tecnologías de punta, creación de empleo y desarrollo económico continuo y más sostenible; (iii) flujo de ingresos secundario ya que emisiones de GEI capturadas y almacenadas pueden convertirse en commodity negociable en mercado internacional; (iv) reducción de contaminación atmosférica ya que contaminantes potencialmente dañinos deben eliminarse para acomodar la captura de CO₂, y oportunidad de recuperación mejorada de petróleo y gas.

Existen varios desafíos para el despliegue del CCS: (i) reducir costo de captura y escalar procesos de captura; (ii) identificar impacto ambiental de la captura; (iii) determinar implicaciones de acumulación de presión en formación de almacenamiento; (iv) determinar adónde va el agua desplazada en inyección a gran escala y riesgo a aguas subterráneas; (v) cómo predecir fiablemente el tamaño de la pluma de CO₂ y su migración; (vi) cómo ganar confianza en selección de sitio; (vii) desarrollar estrategias de monitoreo costo-efectivas y límites de detección; (viii) involucrar industrias financieras y de seguros; (ix) mayor certeza regulatoria y política en todos los niveles de gobierno; (x) formar fuerza laboral para despliegue a gran escala; (xi) mejorar conciencia y aceptación pública.

Las tecnologías CCS pueden aplicarse a procesos con emisiones a gran escala: generación de energía con carbón y gas, procesamiento de gas natural y producción de fertilizantes, y fabricación de materiales industriales como hierro y acero, cemento, pulpa y papel. La aplicación de CCS a estos procesos puede jugar papel importante en reducción de emisiones de GEI. Las tecnologías de separación y captura de carbono han operado a gran escala en industrias de gas natural y fertilizantes por décadas. Las tecnologías en un sistema CCS tienen cuatro componentes: (i) captura, (ii) transporte, (iii) inyección, (iv) monitoreo.

Captura

Es la separación de CO₂ de una corriente de efluente y su compresión a estado líquido o supercrítico. En la mayoría de casos hoy, la concentración resultante de CO₂ es > 99 %, aunque concentraciones menores pueden ser aceptables. La captura es normalmente requerida para poder transportar y almacenar CO₂ económicamente.

Transporte

Consiste en el traslado de CO₂ desde su fuente al yacimiento de almacenamiento. El CO₂ se seca y usualmente comprime antes del transporte. La compresión hace el transporte más eficiente. El CO₂ se usa comercialmente en varias industrias, notablemente bebidas, y se ha transportado a gran escala para recuperación mejorada de petróleo. Aunque transporte por camión, tren y barco es posible, el transporte de grandes cantidades es más económico con tubería. Se requiere infraestructura de tuberías mayor para implementar CCS a gran escala, lo que presenta desafíos.

Inyección

Consiste en depositar CO₂ en el yacimiento de almacenamiento. Los yacimientos subterráneos dependen de formaciones geológicas. La seguridad del almacenamiento de CO₂ es primordial. Riesgos locales incluyen: (i) fuga de CO₂ del sitio de almacenamiento, (ii) alteración de química de aguas subterráneas y potables, (iii) desplazamiento de fluidos potencialmente peligrosos en el yacimiento donde se almacena CO₂. Los yacimientos potenciales incluyen océano profundo, sedimentos oceánicos, o mineralización (conversión de CO₂ a minerales). Aunque algún uso comercial de CO₂ es posible, la cantidad usable comparada con la emitida es muy pequeña.

Monitoreo

Una vez inyectado CO₂, el sitio debe monitorearse para mostrar que permanece en el yacimiento. El CO₂ no es tóxico ni inflamable, por lo que plantea riesgo mínimo ambiental, de salud y seguridad. El objetivo principal del monitoreo es asegurar que la operación de secuestro es efectiva, es decir, que casi todo el CO₂ permanece fuera de la atmósfera por siglos. El programa comienza antes de la inyección para establecer datos base. Durante la fase operativa, monitorea el comportamiento dinámico del CO₂ al inyectarse y dentro del yacimiento. Tras cesar la inyección, el programa debe diseñarse para asegurar que el almacenamiento cumple condiciones ambientales y de seguridad requeridas. Un programa cubre tres dominios: (i) sub-superficie (yacimento), (ii) cerca de superficie (zonas someras y suelo), (iii) atmosférico, incluyendo pozos, fallas y otras características geológicas.

Tecnologías de Captura de CO₂

El CO₂ puede capturarse de fuentes estacionarias grandes: instalaciones de producción de gas natural (donde CO₂ ya se separa como parte del proceso), centrales térmicas de combustibles fósiles, plantas de hierro y acero, cementeras y algunas plantas químicas. A diferencia de los otros dos componentes (transporte y almacenamiento geológico), la captura es casi totalmente dependiente de tecnología y es el paso más costoso. La tecnología para capturar CO₂ de estas fuentes se adapta de tecnología de separación de CO₂ usada en industria de gas natural y producción de amoníaco (NH₃) y de tecnología de separación de aire. También se desarrollan nuevas tecnologías.

Las principales tecnologías de separación para captura de CO₂ son: (i) uso de solvente líquido para absorber CO₂ (absorción); (ii) uso de materiales sólidos para atraer CO₂ a la superficie donde se separa de otros gases (adsorción); (iii) uso de membranas para separar CO₂ de otros gases. Otras tecnologías: tecnología de bucle químico (óxido metálico reacciona con combustible creando partículas metálicas, CO₂ y vapor de agua), separación criogénica a baja temperatura (basada en diferentes temperaturas de cambio de fase para separar gases), y procesos de sólidos regenerables en seco.

Las principales tecnologías competidoras para captura de CO₂ de uso de combustibles fósiles son: (i) captura post-combustión (PCC) de gases de combustión de plantas basadas en combustión; (ii) captura pre-combustión de gas de síntesis (syngas) en plantas basadas en gasificación; (iii) combustión oxi-combustión mediante combustión directa de combustible con oxígeno. La mayoría de procesos de combustión actuales usan aire, y el gas de combustión resultante típicamente contiene bajas concentraciones de CO₂ (< 20 %), siendo más adecuados para tecnologías de captura post-combustión.

Tecnologías de Captura Post-combustión

La captura post-combustión puede considerarse una forma de limpieza de gases de combustión. El proceso se añade al final de la planta, tras otros sistemas de control de contaminación. Se necesita integración térmica con la planta para ser costo-efectiva.

El Instituto de Investigación de Energía Eléctrica (EPRI) determinó en 2009 que hay más de 50 conceptos de captura post-combustión en desarrollo, agrupables en varios tipos de procesos físico/químicos: (i) absorción química, (ii) adsorción, (iii) membranas, (iv) biológico, (v) otros. Cada grupo tiene diferentes beneficios, desventajas y aplicabilidad. Hay desarrollos considerables en los dos primeros grupos.

Proceso de Absorción Química

Implica una o más reacciones químicas reversibles entre CO₂ y una solución acuosa de un absorbente, como solvente basado en monoetanolamina (MEA) y aminas de alto rendimiento (metildiethanolamina activada, aMDEA). Al calentar el producto, el enlace entre absorbente y CO₂ se rompe, produciendo corriente enriquecida en CO₂. El proceso de absorción química para separar CO₂ de gas de combustión proviene de la industria de procesamiento de gas. Procesos basados en aminas se usan comercialmente para eliminación de impurezas de gases ácidos (CO₂ y H₂S) de corrientes de gas de proceso. Es tecnología probada y conocida.

Fórmula de monoetanolamina: H₂NCH₂CH₂OH. La amina es grupo de compuestos orgánicos derivados de amoníaco (NH₃) por reemplazo de uno o más átomos de H por radicales orgánicos. Los grupos sustitutos (R) pueden ser alquilo, arilo o aralquilo. Cuando R es alquilo, la amina se llama alkanolamina. En general, un grupo hidroxilo reduce la presión de vapor y aumenta solubilidad en agua, mientras el grupo amino provee alcalinidad necesaria en solución acuosa para absorber gases ácidos. Las alkanolaminas remueven CO₂ de corrientes de gas residual mediante reacción exotérmica de CO₂ con la funcionalidad amina de la alkanolamina. Las aminas de interés comercial para captura de CO₂ son solubles en agua.

Las aminas se clasifican según átomos de H del amoníaco reemplazados por radicales: (i) amina primaria (RNH₂) - uno reemplazado; (ii) secundaria (R₂NH) - dos reemplazados; (iii) terciaria (R₃N) - tres reemplazados.

Aminas primarias: monoetanolamina (MEA) y diglicolamina (DGA). MEA ha sido solvente tradicional para absorción de CO₂ y eliminación de gases ácidos. Es la menos costosa de las alkanolaminas. Su cinética de reacción es rápida y funciona bien a baja presión y baja concentración de CO₂. Sin embargo, tiene desventajas: (1) alto calor de reacción con CO₂ → alta energía en regeneración; (2) absortividad no alta; la formación de carbamato (RNHCOO⁻) es reacción principal: CO₂ + 2RNH₂ = RNHCOO⁻ + RNH₃⁺; se necesitan 2 moles MEA por 1 mol CO₂; (3) capacidad total no se alcanza por problemas de corrosión (debida a CO₂ disuelto, varía con aminas); (4) concentración de MEA en fase acuosa con O₂ limitada a 20 % en peso; (5) MEA tiene mayor presión de vapor de alkanolaminas y puede haber arrastre de solvente; se necesita lavado con agua del gas purificado; (6) MEA reacciona irreversiblemente con impurezas menores (COS, CS₂) degradando solvente; (7) espumado del líquido absorbente por acumulación de impurezas.

Para sistemas absorbentes MEA actuales, tasas de absorción y desorción son razonablemente altas (buena cinética). Sin embargo, el empaque en el absorbedor (contactores para transferencia de masa eficiente) representa costo significativo y su consumo energético también es significativo. Además, temperatura de despojado no debe ser muy alta (~150 °C) para evitar dimerización de carbamato que deteriora capacidad de absorción.

Aminas secundarias: dietanolamina (DEA), di-isopropilamina (DIPA). Ventajas sobre primarias: menor calor de reacción (360 vs 455 cal/g) → menos calor en regeneración. Pero tienen los otros problemas de primarias.

Aminas terciarias: trietanolamina (TEA) y metil-dietanolamina (MDEA). Reaccionan más lentamente con CO₂ → requieren mayor tasa de circulación de líquido para remover CO₂ comparado con primarias/secundarias. Esto puede mejorarse con promotores. Ventaja mayor: menores requerimientos de calor para liberación de CO₂ del solvente cargado. Menor tendencia a formar productos de degradación y más fácil regeneración. Menores tasas de corrosión. Inconveniente principal: velocidad de reacción demasiado lenta.

Un diagrama de flujo típico de absorción química para recuperación de CO₂ de gas de combustión se muestra en Figura 1. Durante la operación de absorción con amina, la corriente de gas residual y solución líquida de amina se contactan en contracorriente en torre de absorción (absorbedor).

El gas de combustión saliendo de la chimenea está caliente (~240 °C) y a presión atmosférica. Gas entrando al absorbedor a alta temperatura puede degradar solvente y reducir eficiencia. Debe enfriarse a punto de rocío de agua de 50 °C al entrar. El absorbedor usualmente opera < 50 °C, logrado rociando agua de enfriamiento en enfriador de contacto directo.

El CO₂ en el gas se enfría antes de entrar al absorbedor donde reacciona con carbonato amónico formando bicarbonato amónico. NH₃ se libera como gas de la solución cuando CO₂ se absorbe, y la temperatura se mantiene baja para minimizar esto. Gases saliendo del absorbedor pasan por lavado de agua para remover amoníaco. El bicarbonato amónico se calienta en el regenerador, separando CO₂. El solvente carbonato amónico retorna al absorbedor. Agua y NH₃ se remueven de la corriente de CO₂ saliendo de la columna de despojado.

Se instala un soplador para dar al gas de combustión presión suficiente para pasar por el sistema absorción-desorción. El gas a depurar entra al absorbedor por abajo, fluye hacia arriba y sale por arriba; el solvente entra por arriba, fluye hacia abajo (contactando el gas) y emerge por abajo. La dilución de amina circulante con agua reduce viscosidad del fluido circulante. Mayor viscosidad requiere más potencia para bombear y circular. La solución líquida con gas absorbido fluye a unidad de regeneración (despojador) donde se calienta y liberan gases ácidos. La regeneración puede hacerse a bajas presiones para mejorar desorción de CO₂. Algo de solución de amina se arrastra en la corriente de gas ácido y se recupera usando condensador para evitar pérdidas excesivas. La solución de amina pobre caliente fluye por intercambiador de calor donde contacta con solución rica del contacto y de allí retorna a la torre de contacto (absorbedor).

En proceso de lavado con amina con aminas de alto rendimiento (aMDEA), el proceso completo (aminas y compresión a 110 kg/cm²) requiere ~1,6 toneladas de vapor de baja presión y 160 kWh de energía por tonelada de CO₂ capturado.

Limitaciones de procesos basados en aminas han resultado en avances tecnológicos. La tecnología de lavado con aminas se enfocó en remoción de H₂S para sector gas natural. Sin embargo, requisitos son diferentes para recuperación de CO₂ de gas de combustión. Un desafío es la baja presión del gas de combustión para absorción de CO₂. Impurezas (O₂, óxidos de azufre, óxidos de nitrógeno, material particulado) crean desafíos especiales durante la separación.

En resumen, la recuperación de CO₂ de gas de combustión requiere pre-tratamiento significativo para evitar problemas en absorción con solvente, lo que añade costo. Sin embargo, mejoras significativas pueden hacerse optimizando composiciones de aminas absorbentes y contactores gas-líquido.

Absorción Física

Para absorción física, CO₂ se absorbe físicamente en solvente según Ley de Henry. La capacidad de absorción de solventes orgánicos/inorgánicos para CO₂ aumenta con presión y disminuye con temperatura. La absorción ocurre a altas presiones parciales de CO₂ y bajas temperaturas. Los solventes se regeneran por calentamiento o reducción de presión. Ventaja: requiere relativamente poca energía; pero CO₂ debe estar a alta presión parcial.

Adsorción Física Sólida

Un proceso de adsorción consta de dos pasos: (i) adsorción, (ii) desorción. La factibilidad técnica la dicta el paso de adsorción; la viabilidad económica la controla el paso de desorción. La adsorción requiere afinidad fuerte entre adsorbente y componente a remover (CO₂). Pero cuanto más fuerte la afinidad, más difícil desorber CO₂ y mayor energía para regenerar adsorbente para siguiente ciclo. Por tanto, el paso de desorción debe balancearse cuidadosamente contra adsorción para éxito global.

Los procesos de adsorción son atractivos para captura de CO₂, a pesar de desventajas: baja capacidad de adsorbentes e influencia de contaminantes (SO₂, H₂O). Ventajas: disponibilidad, flexibilidad, operación totalmente automatizada y producción de producto de alta pureza. La separación puede hacerse por adsorción por cambio de presión (PSA, Figura 2), adsorción por cambio de presión-vacío (VPSA), cambio de temperatura (TSA), cambio de presión-temperatura (PTSA), o adsorción por cambio eléctrico (ESA). Los lechos se llenan con adsorbentes sólidos. La selectividad depende de diferencia en equilibrio o tasas de adsorción y la efectividad (concentración y recuperación) tiene significado en configuración de ciclo, tiempo de adsorción, presión de adsorción/desorción, temperatura y tipo de adsorbente.

La ventaja principal de adsorción física sobre absorción química es su operación y regeneración simple y eficiente energéticamente, lograble con ciclo de cambio de presión o temperatura. La adsorción por cambio de presión es proceso comercial para separación de H₂ de mezclas H₂-CO₂ en producción de H₂.

Han habido avances significativos en desarrollo de adsorbentes para remoción de CO₂ de gases de combustión. El material primario ha sido zeolitas. Las zeolitas son más efectivas para separar CO₂ de especies menos polares que CO₂, por lo que presencia de agua y SOx en gases de combustión plantea problema.

Nuevos adsorbentes considerados y desarrollados: carbones, silico-aluminatos mesoporosos (ej. marcos imidazolato zeolíticos, ZIFs) y marcos orgánico-metálicos (MOFs). Adsorbentes basados en carbono pueden regenerarse aplicando voltaje eléctrico (ESA). Nuevos materiales investigados: derivados de hidróxidos dobles laminados (LDHs y LDOs). Otros avances: funcionalizar poros del adsorbente incorporando aminas para aumentar carga de CO₂ (quimiorción).

Nuevos procesos para gases de combustión con alta humedad e impurezas: lechos adsorbentes multicapa. Permiten usar adsorbentes con alta selectividad a CO₂ que se degradan significativamente en presencia de agua.

Tecnologías de Captura Pre-combustión

Involucran remover contaminantes y CO₂ en tratamiento previo de combustibles fósiles antes de su combustión para recuperación de calor (vapor), producción de energía eléctrica o H₂.

Un inconveniente de captura post-combustión es la baja concentración de CO₂ en gases de combustión, lo que lleva a alta penalización energética y alto costo. La pre-combustión busca reducir estas penalizaciones descarbonizando la corriente de proceso rica en CO₂ antes de combustión del combustible rico en H₂ restante. Para descarbonizar combustibles hidrocarburos, primero se convierten en syngas mediante gasificación con O₂ (o aire). El syngas es mezcla de CO, H₂, CO₂ y agua, según proceso, combustible y otros componentes.

El syngas es producto intermedio que puede convertirse para producir: (i) H₂, (ii) energía eléctrica integrada usando reacción de cambio agua-gas, (iii) poligeneración: gama de productos energéticos incluyendo energía, calor, H₂, sinfuels y otros químicos.

Producción de H₂ por Reformado de Metano

El método más usado hoy para producir H₂ es reformado catalítico con vapor de metano (CH₄). La reacción de reformado convirtiendo CH₄ y H₂O a CO y H₂ es endotérmica. Se realiza sobre catalizador de Ni a alta temperatura en horno de fuego directo alimentado por CH₄. El catalizador se envenena con S, por lo que cualquier S en alimentación debe eliminarse. El syngas pasa por convertidor catalítico de cambio agua-gas, donde CO reacciona exotérmicamente con vapor para producir H₂ y subproducto CO₂. Estos subproductos se remueven. El gas de escape aún contiene valor calorífico significativo, así que se quema para producir vapor o energía eléctrica.

Gasificación de Carbón

Las tecnologías de gasificación pueden producir corriente de gas alta en CO₂ y a presión moderada. El carbón se gasifica en O₂ (o aire) produciendo syngas. Este se enfría a 200 °C en enfriadores de syngas generando vapor de alta y baja temperatura. Luego se cambia más en reactor de cambio agua-gas a baja temperatura. El reactor es catalítico donde CO reacciona con vapor para producir más H₂ y CO₂. El gas se enfría a 35 °C para remoción de gases ácidos. ~99 % de H₂S se remueve por absorción física y convierte a azufre elemental. Una unidad PSA puede separar 85 % de H₂ del syngas libre de S. El H₂ sale a ~60 kg/cm² y alta pureza (>99,99 %). El CO₂ puede depurarse del syngas aguas abajo del sistema de captura de S. El gas de purga PSA se comprime y quema en turbina de gas ciclo combinado para producir energía eléctrica.

Tecnologías de gasificación están bien establecidas para producción de H₂. Plantas comerciales se han construido y operado exitosamente para producir H₂ para refinerías y fabricación química (ej. NH₃ y metanol) basadas en variedad de materias primas hidrocarburos.

Energía Eléctrica Integrada

El syngas alto en H₂ puede quemarse en turboexpansor para producir energía en ciclo combinado. Si syngas se produce por gasificación, el esquema se llama ciclo combinado de gasificación integrada (IGCC). IGCC permite generar electricidad a alta eficiencia. Como el gas debe limpiarse para prevenir daño a turbina, IGCC tiene emisiones ambientales muy bajas. Además, plantas IGCC usan menos agua. IGCC se usa comercialmente en muchas plantas globalmente por gasificación de residuos de petróleo para proveer energía, H₂ y vapor.

Tres tipos principales de gasificadores de carbón: (i) lecho móvil, (ii) lecho fluidizado, (iii) flujo entrado. Sin embargo, la mayoría de gasificadores considerados para captura de CO₂ se basan en gasificadores de flujo entrado. La aplicación comercial de IGCC basado en carbón ha sido limitada por costos relativamente altos, disponibilidad de planta pobre y competencia de plantas de carbón pulverizado. El costo de captura de CO₂ en IGCC depende fuertemente del tipo de gasificador.

Para permitir captura de CO₂, el gas de combustible debe alimentarse a reactor catalítico de cambio donde la mayor parte de CO reacciona con vapor para dar H₂ y CO. Para gasificador de alimentación en suspensión, vapor suficiente ya está presente en gas de combustible por evaporación de agua de suspensión de carbón y enfriamiento por chorro del gas de producto. Para gasificador de alimentación seca, vapor debe tomarse del ciclo de vapor y añadirse a alimentación del convertidor de cambio.

Nota: IGCC es más costoso para generación de electricidad que combustión convencional de carbón pulverizado, sin captura de CO₂ en ambos casos.

Poligeneración

El syngas es buen bloque constructor, pudiendo producir amplia gama de productos energéticos. La mayor flexibilidad es poligeneración, donde "syngas" puede producir vapor, energía eléctrica, H₂ y químicos (metanol, líquidos Fischer-Tropsch) en un solo complejo.

Varias tecnologías de separación (solventes, adsorbentes, membranas) pueden aplicarse para separar CO₂ de productos de gasificación.

Absorción

Tecnología convencional es absorción física en proceso de dos etapas que remueve H₂S y luego captura CO₂. Sin embargo, el gas debe enfriarse tras reacción de cambio agua-gas y luego recalentarse antes de generar energía. Esto reduce eficiencia y aumenta costo.

Adsorción

Adsorbentes pueden usarse para separar CO₂ de gases de combustión post-combustión aguas abajo de reacción de cambio agua-gas. Tanto TSA como VSA/PSA pueden usarse para recuperar CO₂ del adsorbente. El CO₂ está a baja presión cuando se recupera vía VSA/PSA y necesita compresión para almacenamiento.

Membranas

Sistemas avanzados de separación de gases basados en membranas se desarrollan para combinar reacción de cambio de gas y separación de H₂ en un paso. Emplean reactor de membrana de separación de H₂ de cambio agua-gas (HSMR) para cambiar syngas y extraer H₂. Temperatura máxima ~475 °C asegura cinética química rápida y buen equilibrio de cambio agua-gas por remoción continua de producto H₂.

Tres clases principales de membranas permeables a H₂ inorgánicas: (i) tamiz molecular cerámico, (ii) transporte iónico cerámico denso, (iii) metal denso.

Ventajas y Desventajas de Pre-combustión (Descarbonización)

Ventajas: (i) Separación de CO₂ vía absorción con solvente o PSA es probada. Gas de escape a presiones elevadas y altas concentraciones de CO₂ reduce costos de captura; (ii) Costos de compresión menores que fuentes post-combustión ya que CO₂ puede producirse a presiones moderadas; (iii) Tecnología ofrece bajas emisiones de SOx y NOx; (iv) Producto principal es syngas, usable para otras aplicaciones o productos comerciales; (v) Amplia gama de combustibles hidrocarburos como materia prima: gas, petróleo, carbón, coque de petróleo.

Desventajas: (i) Combustible debe convertirse a syngas primero; (ii) Turbinas de gas, calentadores, calderas deben modificarse para combustión de H₂; (iii) Costos más altos y mayor riesgo tecnológico; (iv) Requiere modificaciones mayores a plantas existentes para retrofit.

Combustión Oxi-combustión (Oxy-fuel)

Representa un enfoque novedoso emergente para combustión de combustibles fósiles con emisiones cercanas a cero y más limpia. Se logra quemando combustible en O₂ puro en lugar de aire. Al eliminar N₂ (nitrógeno) en la combustión, el escape de gas de combustión se compone principalmente de agua y CO₂, sin N₂. CO₂ de alta pureza puede recuperarse por condensación de agua. Sin embargo, al quemar en O₂ puro, la temperatura de llama es mucho mayor que en quemador convencional con aire y el material de construcción convencional no soporta esta alta temperatura. Por tanto, o se mejora el material o se reduce la temperatura de llama. El desarrollo de materiales resistentes a alta temperatura ha sido lento por ser gran empresa de I+D. Hay métodos para moderar temperatura de llama, el más común: reciclaje de CO₂. En reciclaje de CO₂, una porción de la corriente de gas de combustión rica en CO₂ se recicla al quemador para bajar temperatura de llama similar a quemador con aire. Otro método: inyección de agua en lugar de reciclaje de CO₂ para controlar temperatura. Esto se llama combustión "hidroxil" (hydroxyfuel). Efectivamente, estas dos opciones permiten uso continuo de material refractario convencional hasta que se desarrolle material resistente a alta temperatura.

Beneficio primario: corriente de CO₂ de muy alta pureza producida durante combustión. Tras remover contaminantes traza, esta corriente es más fácilmente purificada y removida que captura post-combustión. Otros beneficios: reducción en formación de NOx, etc. Al quemar petróleo o carbón, solo dos operaciones unitarias necesarias para remoción combinada de todos los contaminantes: precipitador electrostático (ESP) o filtro de mangas e intercambiador de calor condensante (CHX)/sistema de reactivos. También es posible simplificar sistema de reactivos en CHX para lograr remoción total de SO₂ con corriente de CO₂ para almacenamiento geológico. Esto reduce costo de operaciones unitarias para abatimiento de contaminación. CHX aumenta eficiencia térmica de caldera según combustible, siendo menor para carbón bituminoso de alto rango y mayor para gas natural.

Otro beneficio: reducción significativa en tamaño y costo capital de todos los equipos de planta comparado a sistemas convencionales de combustión con aire. Esto se debe a disminución casi 5 veces en volumen de cámara de combustión y tasas de flujo de gas de escape al eliminar N₂.

Desventaja mayor: alto costo capital (principalmente por requerimientos de O₂) y gran requerimiento de energía eléctrica inherente en unidades de separación de aire criogénicas convencionales para generar O₂. La combustión oxi-combustión no se usa actualmente en sistemas de combustión grandes típicos porque el sistema de separación de aire es costoso y el reciclaje de gas de combustión debe practicarse para moderar temperatura de llama.