El bióxido de carbono es emitido principalmente por la utilización de combustibles fósiles; tanto en grandes unidades de combustión –ejemplo: las usadas por la generación de electricidad– como por las pequeñas fuentes distribuidas (motores de combustión interna); también como resultado de algunos procesos industriales
y debido a los incendios forestales.

La captura y almacenamiento del bióxido de carbono (CCS por sus siglas en inglés: Carbon Capture and Storage) es considerada la opción más factible para reducir las emisiones antropogénicas del CO₂, tecnología que ya se aplica a fuentes de emisiones de este gas tales como plantas generadoras de electricidad o en lugares donde se realizan procesos industriales de gran escala. Algunas de estas fuentes pueden proporcionar combustible descarbonizado como el hidrógeno para los sectores del transporte, industrial y de la construcción.

Los tres componentes principales en el proceso de CCS son captura, transporte y almacenamiento, en el cual la primera etapa implica separar del CO₂ de otros productos gaseosos. En los procesos de quema de combustibles fósiles como en las plantas generadoras de electricidad, la tecnología de separación puede usarse para captar el CO₂ después de la combustión, o bien, descarbonizar el combustible antes de la combustión. Los sistemas Oxyfuel se han desarrollado para usarse en turbinas de gas, aunque esta tecnología se encuentra en la fase de experimentación (cuadro 2).

En la segunda etapa se transporta el CO₂ capturado a un lugar apropiado para su almacenamiento, el cual deberá estar localizado a 300 km o menos de la fuente de CO₂. Para ser transportado, el gas deberá ser comprimido a una densidad muy alta en las instalaciones donde se lleva a cabo la captura. El transporte se puede hacer por tubería o por barco. El primero se lleva a cabo con el gas comprimido en estado gaseoso, mientras que en el segundo, el CO₂ se encuentra en estado líquido, dado que de esta forma el gas ocupa menos volumen. La licuefacción de los gases se usa de manera rutinaria, por ejemplo, para el transporte del gas natural licuado. Si se realiza con cuidado, el transporte del CO₂ en cualquiera de las dos formas, no implica riesgos.

Finalmente, los métodos de almacenamiento incluyen la inyección dentro de formaciones geológicas o inyección a gran profundidad dentro del lecho marino, aunque también puede hacerse en formaciones geológicas subterráneas como yacimientos abandonados de gas natural o petróleo, formaciones salinas subterráneas y en minas de carbón no explotables. Se tiene varios años de experiencia en el almacenamiento del CO₂ y la elección del lugar depende de cuál sitio se encuentra más cercano y no conlleve riesgos de filtraciones; una vez almacenado, ya no se extrae. Los expertos han calculado
que para filtraciones de CO₂ a razón de 0.01% anual de
la cantidad previamente almacenada, la técnica de almacenamiento geológico representa un enfoque muy efectivo para su mitigación. En filtraciones menores a esta cantidad, se garantiza que 90% del CO₂ almacenado, permanecerá así aún después de mil años.

La tecnología de CCS ha tenido avances importantes; para mediados de 2005 ya existían tres proyectos comerciales relacionados con la captura y almacenamiento geológico del CO₂: el “Proyecto Sleipner
de procesamiento de gas natural mar adentro”, en Noruega; el “Proyecto Weyburn de recuperación mejorada de crudo” (RMC), en Canadá –que almacena el
CO₂ capturado en los Estados Unidos–, y el “Proyecto de gas natural In Salah”, en Argelia. Cada uno de ellos captura y almacena de una a dos megatoneladas de CO₂por año; sin embargo, conviene mencionar que la tecnología de CCS aún no se ha aplicado a una gran planta generadora (ejemplo: 500 MW) que utilice combustibles fósiles y, en general, suele suceder que haya más experiencia en alguna de las fases del proceso
(captura, transporte y almacenamiento) que en toda la tecnología CCS.