A medida que las plantas de energía de ciclo combinado a gas natural (NGCC) continúan constituyendo una parte crucial del panorama energético global, sus emisiones de dióxido de carbono (CO) representan un desafío significativo para los objetivos climáticos. Este documento evalúa la viabilidad de implementar tecnologías de captura, almacenamiento y utilización de carbono post-combustión (CCSU) en plantas de energía NGCC para la descarbonización al final del tubo en Uzbekistán. Este estudio simula y modela un bloque de planta NGCC de 450 MW, una planta de absorción de CO basada en solventes MEA de primera generación y técnicamente probada, y la compresión de CO y el transporte por tubería a reservorios de petróleo cercanos para evaluar los aspectos técnicos, económicos y ambientales de la integración de CCSU. Se emplea un análisis de sensibilidad paramétrica para minimizar el consumo de energía en el proceso de regeneración. El análisis económico evalúa el costo nivelado de electricidad (LCOE) sobre la base de los gastos de capital (CAPEX) y los gastos operativos (OPEX). Los resultados indican que la integración de CCSU puede reducir significativamente las emisiones de CO en más de 1.05 millones de toneladas anuales a una tasa de captura del 90%, aunque impacta la eficiencia de la planta, que disminuye del 55.8% al 46.8% debido a la cantidad significativa de extracción de vapor de baja presión para la regeneración del solvente a 3.97 GJ/tonelada de CO y la compresión de CO en múltiples etapas para el transporte por tubería y el almacenamiento posterior. Además, los costos de captura, compresión y transporte de CO son casi 61 USD por tonelada, con un aumento equivalente del LCOE de aproximadamente el 45% respecto al caso base. Este documento concluye que, si bien la integración de CCSU ofrece un camino prometedor para la descarbonización de las plantas NGCC en Uzbekistán a corto y mediano plazo, su implementación requiere inversiones masivas debido a la gran escala de estas plantas.