Hidrógeno verde global

Nature Communications volumen 14, número de artículo: 2578 (2023) Citar este artículo

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El sector siderúrgico representa actualmente el 7% de las emisiones mundiales de CO2 relacionadas con la energía y requiere una reforma profunda para desconectarse de los combustibles fósiles. Aquí, investigamos la competitividad del mercado de una de las rutas de descarbonización ampliamente consideradas para la producción primaria de acero: la reducción directa del mineral de hierro basada en hidrógeno verde seguida de la fabricación de acero en hornos de arco eléctrico. Mediante el análisis de más de 300 ubicaciones mediante el uso combinado de optimización y aprendizaje automático, mostramos que la producción competitiva de acero basada en energías renovables se encuentra cerca del trópico de Capricornio y Cáncer, caracterizado por una energía solar superior con energía eólica terrestre suplementaria, además de mineral de hierro de alta calidad. y bajos salarios de los trabajadores siderúrgicos. Si los precios del carbón coquizable siguen siendo altos, el acero libre de fósiles podría alcanzar competitividad en ubicaciones favorables a partir de 2030, mejorando aún más hacia 2050. La implementación a gran escala requiere atención a la abundancia de mineral de hierro adecuado y otros recursos como la tierra y el agua, los desafíos técnicos asociados con reducción directa y configuración futura de la cadena de suministro.

En la actualidad, los combustibles fósiles son el torrente sanguíneo del sector siderúrgico: 27 EJ (1018 J) de carbón, 3 EJ de gas y 5 EJ (1400 TWh) de electricidad se consumen anualmente para la producción del metal más utilizado en la Tierra1, emitiendo una una media de 2 toneladas de CO2 por tonelada de acero y causa el 7% de las emisiones mundiales de CO2 relacionadas con la energía2. En 20213 se produjeron 1.950 millones de toneladas de acero, y se prevé que aumente a 2.190 millones de toneladas para 2050, dado que la demanda mundial convergerá a 250 kg per cápita en 20804. Actualmente, el 22% de la producción de acero se realiza a través de la electricidad secundaria (a base de chatarra). ruta del horno de arco (EAF), que aumentará hasta el 50% de la demanda para 2050, según lo proyectado por Pauliuk et al.5, siempre que se mantenga la recolección de chatarra, el control de contaminantes y el comercio efectivos. Las medidas exhaustivas de eficiencia de los materiales de los productos que contienen acero, incluida una mayor durabilidad, reutilización y un diseño minimalista, podrían reducir la demanda de acero primario (a base de minerales), potencialmente hasta en un 40%6. Sin embargo, el avance económico mundial y el crecimiento demográfico contrarrestan las perspectivas de reducción de la demanda de acero; Las previsiones de emisiones exigen medidas conjuntas urgentes de mitigación del lado de la oferta y la demanda7. Es probable que un gran segmento de la demanda futura de acero deba satisfacerse con acero primario, durante el cual se produciría una reducción del mineral de hierro a base de carbono, que genera muchas emisiones, si se continúa utilizando la tecnología actual.

En respuesta a la presión por la descarbonización, medidas incrementales como la mejora de la eficiencia energética y el cambio parcial de combustible (biomasa o hidrógeno) de las operaciones basadas en fósiles serán insuficientes para cumplir los compromisos climáticos del sector siderúrgico; el alto horno debe modernizarse con tecnología de captura de carbono o eliminarse progresivamente8. Por otro lado, ha surgido tecnología de descarbonización profunda en diversas escalas de reducción de emisiones, viabilidad técnica, viabilidad económica y madurez de desarrollo. Si bien los hornos eléctricos de fabricación de acero pueden descarbonizarse fácilmente mediante energía renovable, las opciones más prometedoras para descarbonizar la fabricación de hierro son: (i) reducción directa de hierro (DRI) basada en hidrógeno verde (H2), (ii) DRI basada en gas natural (NG) con captura, utilización y/o almacenamiento de carbono (CCUS), (iii) alto horno tradicional (BF) o reducción por fundición (SR) con sustitución parcial del carbón por biomasa y CCUS, y (iv) electrólisis directa del mineral de hierro9,10,11 . Las soluciones de captura de CO2 han tenido hasta ahora un éxito muy limitado en el sector del acero; Sólo una planta DR a GN opera con CCUS12. La modernización de las plantas BF existentes con CCUS, a pesar de ser deseable debido al uso de activos existentes, aún no se ha probado ni es un método eficaz de reducción de emisiones dada la pluralidad de puntos de emisión y la variabilidad en la concentración de CO2 de los gases de combustión13. Representando una dirección completamente diferente, tanto H2-DRI como la electroobtención son soluciones basadas en energías renovables en las que el carbono como agente reductor se reemplaza completamente por hidrógeno o electricidad, respectivamente. Como tecnología revolucionaria, la electroobtención tiene actualmente un costo prohibitivo y se espera que esté lista para su comercialización en el largo plazo (después de 2040)14. En comparación, el H2-DRI combinado con el horno de arco eléctrico (EAF) (denominado H2-DRI-EAF) ha sido ampliamente considerado como una opción líder en descarbonización profunda a pesar de una serie de cuestiones que deben abordarse15, gracias a la intensificación de las inversiones industriales16, exitosas piloto realizado por precursores suecos17 y producción comercial prevista para 202518.

La reducción directa (DR) basada en fósiles (que utiliza gas natural o carbón gasificado) ya es familiar para la industria, con una producción global de DRI que alcanzará los 120 Mt en 2021. A pesar de un aumento de la capacidad de DRI del 14% con respecto al año anterior, la participación de la producción mundial de acero del La ruta DRI-EAF fue sólo alrededor del 7%3,19. Por lo tanto, para lograr un cambio exitoso a la ruta H2-DRI-EAF, de emisiones casi nulas de carbono, se debe superar no sólo la dificultad técnica de cambiar los combustibles al H2 verde, sino también el desafío económico de una dramática expansión de la capacidad. Se necesitarán grandes cantidades de energía renovable (ER), cuyo suministro a menudo está sujeto a variabilidad e intermitencia, para electrolizar el agua para la producción de H2 y alimentar el EAF. Además, para la tecnología DR con mayor difusión industrial, es decir, el horno de pozo MIDREX o HYL-Energiron20, el suministro de mineral de hierro debe cumplir con estrictos requisitos de calidad para preservar la calidad del acero y la productividad siderúrgica15. El horno de cuba funciona utilizando un mineral a contracorriente y gas reductor para producir un producto de hierro esponjoso, que requiere mineral en forma de gránulos con un contenido mínimo de Fe del 67 %21 para limitar las impurezas del mineral y evitar dificultades posteriores (EAF); Como referencia, el contenido promedio mundial de Fe del mineral extraído es del 62%22. Esto es distinto del requisito de contenido de Fe del 65 % para la producción de altos hornos, donde se forman tanto hierro fundido como escoria, lo que permite la eliminación de ganga y formas de mineral más flexibles, incluidos los finos sinterizados, debido a la estructura física del "baño"21. La industria del mineral de hierro confía cada vez más en el beneficio, que describe los procesos de separación física y/o química para eliminar impurezas (comúnmente silicio, aluminio, fósforo y azufre) y, por lo tanto, aumentar el contenido de Fe del mineral de hierro. acomodar leyes más bajas de mineral extraído23,24,25. Es muy probable que esta tendencia continúe para poder aumentar significativamente la producción de DRI.

A pesar de estos desafíos, la tecnología verde H2-DRI-EAF presenta una oportunidad única para reevaluar la ubicación de las instalaciones de producción y las consiguientes configuraciones de la cadena de suministro, con el fin de optimizar el uso de los recursos disponibles localmente. Hasta la fecha, algunos estudios han investigado la producción de H2-DRI-EAF con costos minimizados, aunque con una cobertura espacial limitada: el Reino Unido26 y el norte de Europa27. A nivel mundial, Bataille y otros4 proyectaron vías de descarbonización del sector siderúrgico basadas en instalaciones existentes (basadas en fósiles) mediante la adopción de CCUS y tecnología basada en energías renovables. López et al.28 también investigaron las necesidades energéticas globales de la producción de acero basada en energías renovables, sin embargo, sin incorporar la diferenciación de recursos regionales ni la optimización de las energías renovables. La suposición común era que las instalaciones de producción futuras se correlacionarán con las ubicaciones (pero no necesariamente con la capacidad) de las instalaciones de producción actuales. Si bien es ventajoso utilizar la infraestructura existente que rodea las ubicaciones actuales de producción de acero, su ubicación geográfica no necesariamente ofrece recursos climáticos y geológicos favorables para la producción basada en energías renovables. La reubicación industrial como facilitador de la descarbonización industrial ha sido explorada en varios estudios de casos regionales, incluido el trabajo de Gielen et al.29 y Wood et al.30 sobre el posible papel futuro de Australia como fabricante de acero con emisiones casi nulas de carbono, y el de Trollip, et al.31 sobre una evaluación de la oportunidad de Sudáfrica de suministrar a Europa hierro con emisiones casi nulas de carbono.

En este estudio, proporcionamos una evaluación de referencia del potencial global de la producción de acero impulsada por energías renovables utilizando tecnología verde H2-DRI-EAF, donde toda la cadena de suministro está ubicada en las proximidades de la mina de mineral de hierro. Teniendo en cuenta los desafíos del suministro de minerales y energías renovables, este trabajo considera particularmente la distribución geográfica de los recursos locales como se consideró en un estudio regional anterior (centrándose en Australia y Japón), que demostró las recompensas financieras de ubicar la producción de acero con plantas naturales de alta calidad. recursos32. La cuestión clave de interés es, en todos los principales depósitos de mineral de hierro, en qué medida estos lugares muestran una economía prometedora del acero basado en H2 verde. Responder a esta pregunta identificará oportunidades regionales e informará el diseño futuro de cadenas de suministro más sofisticadas para regiones que necesitan ir más allá de la simple estrategia de coubicación, que involucra el comercio de minerales, productos de energía renovable y/o productos intermedios de fabricación de acero, como briquetas en caliente. hierro (HBI).

La parte principal del estudio consta de dos pasos, como se ilustra en la Fig. 1. En el primer paso, se desarrolló un modelo de optimización tecnoeconómica para la producción localizada de acero verde a base de H2 adyacente a depósitos de mineral de hierro, basado en perfiles regionales de ER. con resolución temporal horaria. Se determinaron las capacidades óptimas de todos los componentes técnicos clave (suministro y almacenamiento de energía, horno de cuba DR, EAF) para una instalación de acero H2-DRI-EAF con una producción de 1 Mtpa, una escala de referencia elegida en función del rango de escala para la fabricación de acero EAF ( 0,3–3 Mtpa, Renda, et al.33) y las capacidades nominales actuales de fabricación de hierro de DR (0,4–2,5 Mtpa, Global Energy Monitor34). Aplicado a tres cronogramas de implementación (y, por lo tanto, avance tecnológico) (2030, 2040, 2050) combinados con diferentes niveles de chatarra de acero (0%, 25%, 50%), el modelo se resolvió para 44 regiones en 17 importantes países productores de mineral de hierro. Para cada región, se estimó adicionalmente el costo de obtener mineral de hierro adecuado para DRI basado en los datos nacionales de calidad del mineral de hierro y se combinó con el costo laboral y el resultado del modelo de optimización para la producción de acero, para establecer el costo general del H2-verde. acero a base. Debido a la limitada disponibilidad global de datos petrológicos del mineral, el contenido de Fe fue el único indicador utilizado para la calidad del mineral de hierro. Se eligieron la energía solar y la eólica como los principales recursos de energía renovable para el análisis, ya que están disponibles en todos los lugares estudiados y se prevé que proporcionen el 70 % de la generación de electricidad mundial en 205035. En el segundo paso, los resultados del modelo de optimización se procesaron utilizando máquinas. aprendiendo técnicas para derivar un modelo de inversión en acero verde basado en H2 que, gracias a su eficiencia computacional mucho mayor, permitió expandir la evaluación global a >300 depósitos en 68 países.

Se llevó a cabo una optimización a nivel de instalación para 44 regiones en 17 importantes países productores de mineral de hierro, cuyos resultados se incorporaron a un modelo de aprendizaje automático para ampliar la cobertura espacial a más de 300 depósitos globales de mineral de hierro.

El suministro aislado (100%) de energías renovables, aunque garantiza emisiones de carbono casi nulas, presenta intermitencia y variabilidad que pueden gestionarse mediante el almacenamiento de energía y/o el sobredimensionamiento de plantas de producción flexibles36, 37. A modo de comparación, también evaluamos plantas H2-DRI-EAF alimentadas por electricidad de la red, que ofrece un suministro de energía estable. Supusimos que la huella de carbono de la red eléctrica dependía de la combinación de energía prevista y que la electricidad se cobraba de acuerdo con las tarifas industriales actuales, con el fin de evaluar las condiciones para una fabricación de acero competitiva y brindar recomendaciones para la reforma del mercado eléctrico. Las perspectivas económicas y de emisiones de carbono de ambos esquemas se evaluaron con referencia a la ruta convencional BF-BOF. Finalmente, se consideraron las implicaciones en materia de energía, agua y uso de la tierra y otros desafíos que la ruta H2-DRI-EAF debe abordar para su implementación a gran escala.

Mediante el uso combinado de optimización y aprendizaje automático, demostramos en este estudio que para la competitividad del mercado, es importante, especialmente en el corto plazo, ubicar la fabricación de acero flexible basada en H2 verde en ubicaciones favorables, comúnmente caracterizadas por energía solar fuerte y confiable, viento suplementario justo. y mineral de hierro de alta calidad. Si los precios del carbón coquizable se mantienen altos y se logran las reducciones de costos proyectadas para electrolizadores, paneles solares y turbinas eólicas, la mayoría de los lugares podrían volverse competitivos frente a la ruta BF-BOF basada en fósiles para 2050. Al ilustrar el mapa global de energía solar y eólica proyectada impulsados ​​por los costos de fabricación de acero, mostramos que las decisiones de inversión en acero verde deben girar en torno a factores climáticos y geoespaciales.

Nuestro modelo de producción de acero verde basado en H2, impulsado por sistemas de energía renovable aislados (solar y eólico terrestre) y localizado en el sitio de la mina de mineral de hierro, proyectó costos nivelados del acero verde (LCOS) en el rango de 535-972 USD/t sin chatarra. carga, como se ilustra en la Fig. 2. Para 2050, el rango LCOS se redujo a 535-831 $/t, con LCOH2 de 1,63 a 2,80 $/t y costes nivelados de energía (LCOE, calculado en base a la energía consumida por la fabricación de acero) de 16 $ a 50/MWh. Los costos variaron según la región (lo que afecta el potencial de energías renovables, la calidad del mineral de hierro y los salarios de la fuerza laboral) y el año de instalación del proyecto (lo que afecta los costos unitarios de las tecnologías emergentes y la eficiencia de los electrolizadores). Las ubicaciones favorables tenían predominio de la energía solar en la infraestructura de energías renovables, aunque con cierta capacidad eólica para equilibrar el perfil diurno; en 2050, la porción solar de la capacidad de energías renovables en los lugares más favorables, a saber, Irán, Perú, Sudáfrica y Chile, era del 89%, 100%, 80% y 100%, respectivamente. El fuerte potencial de la energía solar con una variación estacional mínima permitió a los sistemas de producción beneficiarse de costos unitarios más baratos para los paneles solares fotovoltaicos en comparación con las turbinas eólicas ($327/kW y $835/kW, respectivamente, en 205038) y reducir el sobredimensionamiento de los electrolizadores y/o los requisitos de almacenamiento. En todos los casos, la mayoría de los costos de almacenamiento de energía se asignaron al H2 gaseoso comprimido (CGH2) (media 91%) con algo de almacenamiento de electricidad en baterías para gestionar la variabilidad de las energías renovables; en promedio, el 50% del H2 producido se almacenó temporalmente como CGH2, mientras que los electrolizadores y los EAF estaban sobredimensionados en factores de 2,3 y 1,3, respectivamente. La producción asequible de acero ecológico basado en H2 se correlacionó con una menor intensidad energética y de uso de suelo.

a Clasificación de costos de 17 países durante tres años proyectados: 2030, 2040 y 2050. b Descomposición del LCOS para cada país para proyectos instalados en 2050, comparado con el LCOE y LCOH del sistema de producción, con barras de error que muestran el LCOS interanual e interregional. variación. Canadá tiene una barra de error especialmente grande debido a la variación en la energía solar y eólica en la gran masa de tierra donde se distribuyen varios depósitos de mineral de hierro. Todos los costos mostrados en la Fig. 2 (y en todas las demás figuras basadas en resultados de optimización) se obtuvieron promediando los resultados de las ejecuciones de optimización utilizando cinco años diferentes de datos históricos de energías renovables (consulte el Procedimiento experimental para obtener más detalles), y para un país con múltiples niveles de hierro. En las regiones de depósitos de mineral, las cifras de costos a nivel de país se obtuvieron promediando los resultados regionales.

Si bien el suministro de energía insular ha considerado únicamente los recursos eólicos y solares disponibles localmente, que representan los tipos de energías renovables que probablemente dominarán el crecimiento de la capacidad de energías renovables en la mayoría de los países en las próximas décadas, las contribuciones de fuentes de energía continuas y controlables sin emisiones de carbono, es decir, la energía hidroeléctrica (muy importante para países como Suecia y Brasil) y la nuclear pueden desempeñar un papel fundamental en la producción competitiva de acero verde basado en H2. Aunque estas fuentes de energía alternativas no se consideran en el caso insular, se reflejan en la evolución de la combinación energética nacional en el caso basado en la red que se presenta más adelante.

Como se ilustra en el desglose de costos de la Fig. 2b, la capacidad de energía renovable fue más influyente que el contenido de Fe del mineral de hierro en el desempeño de los costos, sin embargo, los requisitos de beneficio de mineral de grado DR desafiaron la rentabilidad. Por ejemplo, Rusia se vio perjudicada por la mala calidad de los recursos solares y los mediocres recursos eólicos, que el mineral de alta calidad (71% de contenido de Fe) sólo pudo compensar parcialmente, lo que resultó en una baja competitividad en el mercado. Según el análisis de sensibilidad, un cambio del 10 % en los costos del mineral provocó un cambio promedio del 3 % en el LCOS en todos los sitios. Sin embargo, si la calidad del mineral fuera demasiado baja, los requisitos de beneficio aumentarían significativamente los costos de producción. En Kazajstán, donde el suministro de energía renovable es de calidad razonable gracias a sus fuertes recursos eólicos (como se refleja en el LCOE y LCOH2), pero donde el mineral se extrae con una calidad extremadamente baja (20% de contenido de Fe, muy por debajo del promedio mundial de 62 %), los requisitos de beneficio eran inmensos y la prima de los pellets de calidad DR triplicó el promedio (de 40 USD/t a 122 USD/t de mineral); El costo total del mineral representó el 45% de los costos de producción de acero, muy por encima del promedio del 27%. Si bien Kazajstán representa un caso extremo, en general, los recursos minerales económicos actuales sirven al mercado BF y pueden resultar no rentables para el mercado de fabricación de hierro de la República Dominicana con mayores requisitos de calidad.

La ruta de producción verde H2-DRI-EAF puede ser competitiva en costos con la BF-BOF en ubicaciones favorables en la próxima década, y para la mayoría de las ubicaciones hacia 2050. Los costos proyectados para el acero a base de hidrógeno verde producido en las minas de mineral de hierro son trazado contra los costos actuales de BF-BOF en la Fig. 3a. Los costos operativos de BF-BOF en 2021 oscilaron entre 621 y 782 dólares por tonelada en las ubicaciones seleccionadas, un fuerte aumento con respecto a 2020 (entre 428 y 547 dólares por tonelada) debido al aumento de los precios de las materias primas, en particular el carbón metalúrgico y el mineral de hierro39. Si bien existe incertidumbre sobre los precios proyectados de las materias primas y la dinámica del mercado, el aumento de los precios de los combustibles fósiles y la disminución de los costos de las energías renovables favorecerán cada vez más la ruta de producción de acero basada en hidrógeno verde. Con referencia a los costos BF-BOF al nivel de 2021, se proyectó que en 2030, varias regiones estudiadas verán competitividad en el mercado (es decir, <782 $/t) del acero verde a base de H2 impulsado por energía solar y eólica terrestre en islas. (sin cobro por chatarra ni impuesto al carbono). Para reducir la prima de costos entre la producción basada en combustibles fósiles y la basada en energías renovables, que sería significativa si los costos de producción de BF-BOF volvieran a los niveles de 2020, los mecanismos de fijación de precios del carbono serían esenciales.

a Costos de producción de acero, en el sitio (inc. mineral) (caso S1 = 0 % chatarra, S2 = 25 % chatarra, S3 = 50 % chatarra) en comparación con los costos de BF-BOF en 2020 y 2021. Para cada diagrama de caja y bigotes, n = 220 (44 regiones, cada una modelada a lo largo de 5 años históricos de datos de ER), y el LCOS medio oscila entre $766 y $625. b Competitividad de costos relativa entre la producción de BF-BOF (en 2021) y H2-DRI-EAF verde (en 2050) para los 17 países optimizados, excluida Guinea, donde actualmente no existe una industria siderúrgica. La clasificación de competitividad está en orden descendente desde la producción de acero menos costosa (n.° 1) hasta la más cara (n.° 16). Datos de costos BF-BOF de Transición Cero (2022). Cuanto más cerca esté el país de la esquina inferior derecha, más se beneficiará de la transición BF-BOF a la transición verde H2-DRI-EAF.

La carga de chatarra EAF puede generar beneficios de costos, siempre y cuando se controlen los contaminantes para evitar afectar la calidad del acero y las líneas de productos. La adición de chatarra generalmente reduce el LCOS; sin embargo, los beneficios disminuyen con el tiempo con energía renovable más barata. En 2030, es evidente una relación clara entre la adición de chatarra y los costos de producción, como resultado de la reducción del requisito de DRI y la demanda de energía del EAF (la adición de un 25% de chatarra genera reducciones de costos del 5%, la adición de chatarra del 50% genera reducciones de costos del 9%). Sin embargo, hacia 2050, la chatarra tendrá menos influencia en la reducción de los costos de producción debido a la disminución de los costos de energía renovable, lo que hace que la DRI verde sea rentable y comparable a la chatarra (la adición de un 50% de chatarra genera una reducción de costos del 2%). La entrada de chatarra al EAF favoreció a los países con chatarra barata: China (212 USD/t), Suecia (355 USD/t), Brasil (380 USD/t) y Chile (387 USD/t), mientras que desfavoreció a aquellos con chatarra cara: Rusia (624 USD/t). /t), Ucrania (534 USD/t) y Canadá (472 USD/t). Si bien la adición de chatarra puede ayudar a reducir los costos, no se puede confiar en ella, ya que el suministro está limitado por las tasas históricas de consumo de acero y la vida útil de las existencias de acero en uso. Además, la producción de BF-BOF también se beneficia de la inclusión de chatarra.

A pesar de que la producción de acero verde a base de hidrógeno generalmente consume mucha menos energía que la ruta BF-BOF (ver Fig. S2), el cambio de la fuente de energía dominante de térmica a eléctrica requiere la optimización del sistema de electricidad renovable y la minimización de la infraestructura de soporte. Mientras que la energía representa entre el 8 y el 20 % de los costes de producción de BF-BOF39, en la ruta verde H2-DRI-EAF, el sistema de energía renovable (paneles solares, turbinas eólicas, electrolizadores) ocupará entre el 21 y el 33 % de los costes totales en 2050 (27- 41% en 2030). Durante las dos décadas modeladas, los costos promedio de los proyectos instalados en 2040 y 2050 cayeron un 8% y un 16% (en comparación con 2030), respectivamente, en línea con las proyecciones a largo plazo de costos unitarios reducidos para la infraestructura de energías renovables. En consecuencia, el LCOE y el LCOH2 promedio (en todas las regiones) se redujeron de $43/MWh y $3,2/kg H2 en 2030 a $30/MWh y $2,1/kg H2 en 2050. Aunque el LCOE y el LCOH2 fueron determinados por el modelo de minimización de costos en este trabajo, es probable que se abaraten dada la ubicación óptima de las plantas solares y eólicas (es decir, no necesariamente en la mina de mineral de hierro); El LCOE promedio ponderado global de nuevos proyectos de energía solar fotovoltaica y eólica terrestre en 2021 fue de 48 dólares/MWh y 33 dólares/MWh, respectivamente40.

Los costos del acero verde basado en H2 (en 2050, sin carga de chatarra) se incluyeron en el mineral de hierro (28%), los paneles solares y las turbinas eólicas (19%), los electrolizadores (9%), las plantas de producción (14%), el almacenamiento de energía ( 6%), mano de obra (9%), otras materias primas (p. ej., aleaciones, fundentes) (7%) y operación y mantenimiento (O&M) (9%) (consulte la Fig. S1). El mineral fue, con mucho, el rubro de gasto más grande, con la mayor variación entre regiones: 20-45% del costo total. Se proyectó una variación significativa en la distribución de costos de infraestructura de ER: 3-19% para paneles solares, 0-23% para turbinas eólicas y 4-13% para electrolizadores. Además, los costos laborales fueron importantes en las distintas regiones; los salarios de los trabajadores siderúrgicos suelen estar un 30% por encima del promedio30 y H2, la producción de hierro y acero requiere relativamente mucha mano de obra (consulte la Tabla S19). Los costos laborales constituyeron entre el 4% y el 21% de los costos totales de producción, y los altos salarios perjudicaron a Australia, Canadá, Suecia y Estados Unidos (consulte la Tabla S18). Si se excluyeran los costos laborales, Australia pasaría del undécimo al tercer productor con costos más bajos.

Finalmente, una transición de la producción convencional de BF-BOF al acero ecológico basado en H2 puede afectar la competitividad regional relativa. Como se ilustra en la figura 3b, México y Ucrania pueden ser los más beneficiados de la transición, seguidos por Irán, Australia y Perú. Por el contrario, es probable que Rusia, Kazajstán, India, Brasil y Suecia pierdan su competitividad relativa en el mercado si la producción de acero H2-DRI-EAF se estableciera utilizando un sistema aislado de energía solar y eólica. Sin embargo, algunos de estos países podrían, alternativamente, aprovechar la electricidad procedente de la red, asequible y con bajas emisiones de carbono (que se explora en la siguiente sección). Países como Rusia pueden perder su ventaja en la producción de acero de bajo costo derivada de los recursos baratos de carbón metalúrgico y gas natural, aunque se puede mantener la competitividad optimizando el uso de H2 azul (es decir, la producción de H2 a través del reformado de vapor de metano con CAC). Es probable que el acero verde a base de hidrógeno cambie la dinámica rentable de la fabricación de acero y abra nuevas oportunidades de mercado; Aprovechar los recursos de energía renovable disponibles localmente es fundamental para mantener y aumentar la participación de mercado.

La electricidad asequible, confiable y totalmente renovable es fundamental para una fabricación de acero competitiva y casi sin emisiones de carbono. Para explorar la viabilidad de futuros sistemas potenciales de producción de energía, comparamos la producción verde de H2-DRI-EAF utilizando sistemas de energía de red (de carga variable) aislados y (de carga continua) con la producción convencional de BF-BOF, como se muestra en la Fig. 4. A diferencia del sistema insular, los costos de generación de energía del sistema de red para 2030 y 2050 son difíciles de estimar, por lo que se utilizaron las tarifas eléctricas industriales actuales para indicar el costo de energía del sistema de red, que varían significativamente desde $169/MWh en Brasil a 41 $/MWh en Rusia, lo que refleja las políticas y combinaciones energéticas nacionales actuales. Se aplicaron junto con las intensidades de carbono de la red proyectadas, que reflejan las combinaciones energéticas futuras, y los impuestos al carbono, para investigar los precios de la energía de la red dominada por las energías renovables necesarios para respaldar una industria siderúrgica descarbonizada competitiva.

a LCOS proyectado, con y sin impuestos al carbono, y b Intensidades de emisión de CO2, donde la ruta H2-DRI-EAF se modela con un sistema de energía aislado de carga variable y un sistema de energía conectado a la red de carga continua. Consulte las Figs. S3, S4 para gráficos equivalentes para los años de instalación del proyecto 2030 y 2040, respectivamente.

Para 2050, se proyectó que en 7 de los 17 países productores de mineral de hierro estudiados, al menos una de las dos opciones de producción de acero basadas en H2 verde (es decir, aislada y basada en red) será competitiva con la opción BF-BOF. , incluso sin la ayuda del impuesto al carbono. Se proyectó que seis países producirían acero a base de H2 verde utilizando el sistema alimentado por red hasta 2050 como la opción más barata (Guinea, Irán, Kazajstán, Perú, Rusia y Suecia); la producción siguió siendo más barata sólo en Rusia y Guinea. La comparación generalmente favorable entre los sistemas de red aislados de carga variable y los de carga continua se debe a dos aspectos. En primer lugar, aunque los sistemas aislados de carga variable requirieron CAPEX adicional para sobredimensionar las capacidades del electrolizador y EAF y proporcionar CGH2 y almacenamiento en baterías, el costo de la producción de energía renovable fue favorable en comparación con los precios de la energía de la red. En 2050, el ahorro promedio en los costos de producción de acero bajo el sistema de carga flexible en isla fue de 180 USD/t de crédito para energía, en comparación con el débito de 100 USD/t para una mayor capacidad de procesos flexibles y almacenamiento de energía/material. Estas relaciones cambiarían rápidamente si se produjera un cambio en los precios de la electricidad industrial; para la producción de H2-DRI-EAF alimentada por la red, un cambio del 10% en el precio de la energía provoca un cambio del 4% en el LCOS. En segundo lugar, las altas proporciones proyectadas de combustibles fósiles de muchas redes nacionales dieron lugar a importantes penalizaciones de costos por parte del impuesto al carbono (ver Fig. 4b). Lo más destacado fue la dependencia proyectada de Irán de la electricidad alimentada por gas, lo que significó que incluso para 2050, la intensidad de emisiones de la red prevista fue mayor que la ruta BF-BOF con 2,7 t CO2/t de acero (el promedio para todos los demás países en 2050 fue de 0,7 t CO2/t acero). En los países donde la red no se está descarbonizando a un ritmo rápido, serán necesarios contratos de energía renovable a largo plazo entre productores de acero y proveedores de energías renovables, o sistemas de energías renovables aislados, para producir acero con emisiones cercanas a cero. En contraste, los sistemas basados ​​en redes en Canadá y Suecia (seguidos de cerca por Brasil) pueden emitir solo 0,2 t CO2/t de acero en 2030 (ver Fig. S3b) debido a sus carteras de redes con importantes participaciones de energía hidroeléctrica y nuclear. Esto ya es comparable con el sistema en islas, que tiene intensidades de emisión en el rango de 0,1 a 0,3 t CO2/t de acero en todos los casos, considerando el carbono incorporado en los paneles solares y las turbinas eólicas.

La competitividad de costes de la producción de acero verde H2-DRI-EAF depende de una energía barata y libre de CO2 en la que se haya gestionado la variabilidad de los recursos renovables. Para el sistema insular, la producción flexible de hidrógeno era mucho más importante que la fabricación flexible de acero para reducir los costos; Los factores de sobredimensionamiento de los electrolizadores oscilaron entre 1,3 y 3,7 (con factores de sobredimensionamiento particularmente altos para los casos que dependen de la energía solar, ver Tabla S2), mientras que los EAF, luego de una producción continua de DRI, se sobredimensionaron de manera mucho más modesta, de 1,1 a 1,4. Si bien investigamos los recursos solares y eólicos, otras fuentes de electricidad estables y limpias (por ejemplo, la energía hidroeléctrica) están en una posición ideal para la producción de acero con uso intensivo de electricidad. Para el sistema de red, los operadores deben concentrar esfuerzos para garantizar que las industrias con uso intensivo de energía se beneficien de energías renovables baratas donde la variabilidad se equilibre efectivamente en el tiempo y el espacio. Si se pudiera asegurar una red dominada por energías renovables para alimentar la producción de acero H2-DRI-EAF, se requeriría un precio promedio global de la electricidad de $80, $70 y $60/MWh (siendo el más bajo $62, $54 y $46 $/MWh). en 2030, 2040 y 2050, respectivamente, para igualar el LCOS (sin impuestos al carbono) en los sistemas insulares y de red. Esto se puede lograr si los mercados de electricidad se someten a la importante reforma prevista en respuesta a la creciente proporción de energías renovables baratas. En 2050, las mayores brechas entre los costos proyectados del acero en islas y los del acero alimentado por red y, por ende, entre las tarifas actuales y las previstas para la electricidad industrial para una producción de acero H2-DRI-EAF verde competitiva alimentada por red, se observaron en Brasil, Chile y Australia. En estos países, los sistemas aislados de energía renovable pueden ser más eficaces para permitir una fabricación con emisiones de carbono casi nulas.

La rápida expansión de las proyecciones LCOS de 44 regiones a >300 depósitos de mineral de hierro se logró mediante un modelo de aprendizaje automático (ML). El modelo ML se entrenó utilizando los resultados de optimización (objetivos ML) junto con datos estadísticos del potencial solar y eólico terrestre (características ML). La precisión del modelo ML fue alta, como lo demuestra un valor de coeficiente de variación (R2) de 0,96 para predecir el costo nivelado de la infraestructura de energía renovable (costo de ER) ($8/t de error estándar, 5% de la media) y 0,85 para predecir LCOS (excluyendo mineral de hierro y costos laborales) ($26/t error estándar, 5% de la media) para instalaciones verdes H2-DRI-EAF de 1 Mtpa. El costo de los paneles solares y las turbinas eólicas se separó como componentes básicos del costo que requerían mayor investigación; en 2050, los costos de energía renovable proyectados constituyeron aproximadamente el 20% del LCOS optimizado con la variabilidad esperada (promedio de $120 +/- $35/t de acero). Tanto el modelo de costo de RE como el modelo LCOS ML pueden usarse para ayudar en el modelado futuro de la cadena de suministro.

Los modelos ML permitieron desarrollar una imagen global del potencial del acero basado en H2 verde (ver Fig. 5), revelando que se ubicaron ubicaciones favorables a lo largo del trópico de Capricornio (+23,5° de latitud) y Cáncer (-23,5° de latitud), donde la fuerte irradiación solar es fácilmente accesible. Los clusters competitivos de acero ecológico basado en H2 se encontraban en el norte y sur de África, la región central de América del Sur, Asia central y Australia. Curiosamente, los países que dominan la producción actual de mineral de hierro parecieron correlacionarse con ubicaciones competitivas de acero verde H2-DRI-EAF, lo que sugiere que para esas regiones la oportunidad de fabricación verde es plausible a escala. Existe una oportunidad sorprendente en Australia Occidental, una región que ofrece un entorno de inversión estable, siempre que el beneficio pueda gestionar la degradación progresiva de los minerales de Pilbara.

a Costos de infraestructura de energía renovable (es decir, paneles solares y turbinas eólicas), para > 300 depósitos de mineral de hierro. b LCOS que incluye el mineral, con marcadores dimensionados por cantidad relativa de mineral extraído anualmente (datos de producción minera de CRU Group69 y US Geological Survey22). La cobertura geográfica se reduce de 68 a 22 países, lo que incluye todos los países optimizados, excepto Guinea. El LCOS en Kiruna, Suecia, se redujo a 850 USD/t (desde 940 USD/t), lo que se acerca más al LCOS optimizado, para controlar el valor atípico extremo y permitir mayores graduaciones de color en las minas restantes (la precisión del modelo ML se redujo en este extremo norte). ubicación).

Además, el modelo ML permitió una mayor comprensión de la influencia de las energías renovables en los costos del acero ecológico H2-DRI-EAF. El análisis de multicolinealidad de los datos estadísticos de ER determinó que las siguientes variables se seleccionarán como características (junto con el año de instalación del proyecto) en función de su grado de independencia: (i) factor de capacidad solar (CF) medio por hora, (ii) coeficiente de variación (CoV) de CF solar mensual, (iii) CoV de CF eólico mensual y (iv) CF eólico mensual medio (ver Fig. S5), donde un CoV indica el grado de variación en los datos (mensuales). El análisis de la importancia de las características del modelo LCOS mostró que el CoV de la CF solar mensual era el más importante para hacer predicciones, seguido del año de instalación, la CF eólica mensual media, el CoV de la CF eólica mensual y la CF solar media por hora (resultados muy similares para el modelo de costos de ER , ver Fig. S6). En general, este análisis confirmó la observación anterior de los resultados del modelo de optimización (Sección 2.1): la baja variabilidad y los abundantes recursos solares fueron más importantes que el viento para establecer una planta siderúrgica verde H2-DRI-EAF rentable, y el viento jugó un papel importante. más bien un papel complementario en la generación de energías renovables.

Up to this point, our global assessments have been made based on steel production facilities with 1 Mtpa capacity, allowing an ‘apples to apples’ cost comparison. However, significant growth in green H2-DRI-EAF steel manufacturing in certain regions could be hindered by resource constraints and industrial development status. To assess the production system feasibility at scale, national green H2-DRI-EAF steel industries were sized according to the hypothetical utilisation of extracted ore given the following rates of technology diffusion (i.e. H2-DRI-EAF steel output of total steelmaking potential): 30% in 2030, 50% in 2040 and 60% in 2050. Using our optimisation modelling results (with 25% scrap charge to EAF), an indicative picture of resource requirements is provided in Table 1 for 2050 (with complete analysis given in Supplementary Data). Land intensity rates of 45 MW/km2 and 8 MW/km2 for solar panels and onshore wind turbines, respectively, were assumed41, alongside a water demand rate of 12 L/kg H2 for electrolysis (considering 33% losses and 9 L/kg stoichiometric minimum) and water recycling rate of 9 L/kg H2 during DRI. Land availability for RE infrastructure was determined within the regions where iron ore mines exist (rather than the entire country) and constrained by 50% of the available shrubland, herbaceous vegetation and sparse vegetation given by the Copernicus Global Land Cover Map(2020)." href="/articles/s41467-023-38123-2#ref-CR42" id="ref-link-section-d238605590e1022">42.

En el nivel supuesto de ampliación, diferentes países podrían enfrentar una amplia gama de tensiones sobre los recursos, como la disponibilidad de mineral, la disponibilidad de chatarra, la intensidad de la tierra (sistema insular), la expansión de la capacidad de la red (sistema de red) y la demanda de agua dulce. Si bien la limitación del tamaño de las reservas de mineral representa una dura limitación, otras tensiones podrían abordarse mediante medidas como el comercio internacional de chatarra, una expansión significativa de la capacidad de generación de energía, el uso de energías alternativas con bajas emisiones de carbono (por ejemplo, la nuclear, para reducir la necesidad de tierra). ), y el uso de agua no dulce (y hacer frente al requerimiento adicional de energía de desalinización) o la implementación del reciclaje de agua (para reutilizar el agua resultante de la reducción del mineral de hierro para la electrólisis, aprovechando la ubicación conjunta de la producción de energía y acero).

Al posicionar la producción de mineral de hierro como precursora de la producción de acero verde basado en H2, ciertos países se enfrentan a la transición de una economía impulsada por la exportación de materias primas a una economía impulsada por la fabricación verde. Australia (y, en menor medida, Brasil) emerge como un posible líder futuro en la fabricación y exportación de acero verde basado en H2, dada la proyección de costos de producción de H2-DRI-EAF verdes razonablemente competitivos y amplios recursos de mineral de hierro. La realización de vastos potenciales de fabricación requeriría una expansión significativa de la producción de energía renovable. En Australia, lo más lógico sería que esto se sustentara en sistemas energéticos insulares, dado que en 2050 se necesitaría más de cuatro veces la capacidad de la red energética nacional (suponiendo una difusión de tecnología del 60%) y que las minas de mineral de hierro no están ubicadas cerca de las redes establecidas. Un aumento proyectado de 70 veces en la producción actual de acero de Australia durante las próximas tres décadas (o incluso una fracción de esto) requeriría inversiones concertadas y colaboración entre los sectores público y privado, pero está lejos de ser imposible; La industria estadounidense del gas de esquisto pasó de una producción cercana a cero en 2004 a alrededor de 2 mil millones de m3 por día en 202043. El mayor desafío que enfrenta el país para asegurar una economía favorable es garantizar que los recursos minerales de menor calidad puedan reducirse directamente (por ejemplo, utilizando reactores de lecho fluidizado o procesos de fusión adicionales para eliminar impurezas) y/o procesos eficaces de beneficio del mineral se integran en las principales operaciones mineras.

También vale la pena mencionar otros dos países: Suecia, donde ya se han destinado 37 mil millones de dólares de inversión en acero verde16, tiene reservas de mineral de muy alta calidad pero de magnitudes modestas, lo que limitará el alcance para producir acero verde a base de H2 a partir de mineral local. También en China, que actualmente domina la producción mundial de acero (53%) para atender principalmente a sus extensos mercados internos, el 90% de su producción de acero es actualmente producción primaria (a base de minerales)3. En la transición a una producción de acero verde basada en H2, aumentar la mezcla de chatarra en la alimentación del EAF sería beneficioso para capitalizar los inmensos volúmenes de chatarra de acero disponibles.

Además de los requisitos de recursos discutidos anteriormente, otras consideraciones para la transición exitosa al acero verde a base de H2 incluyen: (i) recapacitación y redistribución de los trabajadores siderúrgicos, (ii) competencia por la tierra entre la infraestructura de energía renovable, la agricultura y el secuestro de CO244, y (iii ) cuellos de botella en la cadena de suministro, incluido el suministro de minerales de tierras raras para paneles solares, electrolizadores y baterías45. Estos factores merecen un tratamiento cuidadoso en futuras decisiones empresariales y políticas.

Las ubicaciones favorables identificadas en este trabajo para coubicar la producción de mineral de hierro, energías renovables y fabricación de acero representan áreas donde una cadena de suministro tan simple probablemente tenga sentido económico. En tales casos, los costos de envío del producto aún deben agregarse a los costos totales. Afortunadamente, las ubicaciones ideales para las instalaciones ecológicas de H2-DRI-EAF se encontraban a una distancia razonable de la costa y sus puertos. Los costos agregados para FOB (libre a bordo) y CFR (costo y flete a Qingdao, China) fueron mínimos: un promedio global de 3% de carga de costo adicional para el transporte terrestre y 7% para el transporte marítimo (consulte la Tabla S3). Es poco probable que el transporte de productos determine la ubicación de las instalaciones de producción, pero los acuerdos de libre comercio regionales y de proximidad respaldarán las inversiones estratégicas. Por otro lado, debería explorarse el comercio y transporte de productos primarios o intermedios (mineral de hierro, H2 verde o HBI). Dependiendo de la ubicación relativa del mineral de hierro de alta calidad, la energía renovable y los mercados de demanda, es posible que las instalaciones de fabricación de acero no necesariamente deban ubicarse en ubicaciones óptimas para la eficiencia de la producción, sino más bien en una ubicación favorable cerca de eslabones críticos de la cadena de suministro.

En este trabajo, el LCOS optimizado utilizando el sistema de producción en isla se vio afectado principalmente por la calidad regional de las ER y el mineral de hierro, el año de instalación y la fracción de chatarra. Una comparación con la literatura, donde el LCOS proyectado del acero H2-DRI-EAF osciló entre $52632 y $77846, sugiere que existen diferencias en las proyecciones de costos debido a diferentes supuestos con respecto al sistema de producción de acero y ER y la base de costos (consulte SI Sección S2 .1 para más detalles). Aquí, discutimos varios factores particularmente importantes para el cálculo de costos realizado en este trabajo.

Si bien la resolución espacial de los datos de energía renovable estaba a nivel de coordenadas, los mejores datos disponibles sobre la calidad del mineral estaban a nivel nacional, lo que limitaba la precisión de los costos del mineral beneficiado. Además, la caracterización de los depósitos de mineral según su composición (hematita, magnetita, goethita, limonita, etc.) era escasa y, en consecuencia, se suponía que todas las reservas de mineral eran hematita (el tipo de mineral de hierro más común). Con mejores datos, habríamos realizado análisis diferenciales de beneficio y reducción para determinar costos de producción más precisos. Las ecuaciones de costos lineales simplificadas para el mineral de calidad DR aplicadas en este estudio son ilustrativas de la carga de costos adicionales del beneficio, pero no son concluyentes.

La naturaleza del modelado de optimización utilizando datos históricos de ER provocó la suposición de flexibilidad planificada, lo cual no es práctico. En este trabajo se abordó la variabilidad interanual ejecutando los modelos de optimización repetidamente con diferentes perfiles históricos anuales de ER a lo largo de cinco años (2015-2019); la diferencia en las proyecciones LCOS entre ejecuciones repetidas parece ser modesta en la mayoría de las ubicaciones (consulte las barras de error en la Fig. 2b). Sin embargo, modelar durante un período más largo, por ejemplo, 20 años de datos históricos de ER, podría arrojar resultados que puedan compararse con los de este trabajo para aumentar aún más la confianza. Además, este estudio global consideró la energía solar y la eólica (terrestre) como fuentes de energía renovable para el sistema insular; Estudios regionales más detallados podrían explorar la integración de otros recursos de energía renovable, a saber, la energía eólica marina, la energía hidroeléctrica y la biomasa.

Para evaluar los sistemas basados ​​en redes, utilizamos los precios actuales de la energía industrial (de 2018), en ausencia de proyecciones claras de los precios futuros de la energía, para reflexionar sobre las condiciones del sistema energético para una fabricación de acero competitiva y, por lo tanto, la reforma requerida del mercado eléctrico. Es muy poco probable que estas tarifas se mantengan constantes debido a los cambios en las carteras de energía, los precios de las materias primas (en particular, el gas natural y el carbón), los costos de la red (probablemente una infraestructura de distribución mejorada debido a los sistemas integrados de energías renovables), la necesidad de almacenamiento de energías renovables y los impuestos y gravámenes. Las redes nacionales deben hacer frente a los desafíos de transición, incluida la escasez de suministro de energías renovables que se alinea con la demanda máxima. Las instalaciones siderúrgicas pueden aprovechar los precios dinámicos, donde la producción está alineada con los mínimos de la demanda, o establecer contratos de energía renovable a largo plazo con proveedores de energía para recibir electricidad renovable estable y de bajo costo.

Este trabajo consideró la operación flexible del electrolizador y del EAF. Otros medios de flexibilidad que no se han explorado incluyen alterar el factor de carga del horno de cuba DRI (por ejemplo, 70-100%) y permitir una carga de chatarra flexible para cada lote (la fracción de chatarra se convierte en una restricción anual en lugar de horaria, lo que permite que el nivel horario varíe). . Idealmente, el cargo por chatarra al EAF debería establecerse en función de los flujos regionales de chatarra, incluidas las importaciones y exportaciones. Si bien exploramos los sistemas de energía isleños y alimentados por red por separado, los sistemas de energía semi-islas con distintos grados de energía distribuible pueden conducir a reducciones de costos.

Finalmente, varios desafíos adicionales de la fabricación de acero H2-DRI-EAF requieren atención. En este trabajo, hemos considerado los requisitos de beneficio para elevar la calidad del mineral actualmente disponible a grado DR. Teniendo en cuenta que el mineral de calidad DR constituye sólo el 4% del comercio marítimo mundial actual, y que las reservas accesibles de mineral de alta ley están disminuyendo con la extracción acumulativa47, la ampliación de la competencia y la capacidad de beneficio del mineral de hierro es una prioridad global. Especialmente en los minerales australianos de Pilbara (responsables del 37% de la producción anual mundial de mineral de hierro22), la creciente presencia de goethita (un oxihidróxido de hierro) en el mineral extraído es una preocupación debido a su alta porosidad y textura friable, lo que lleva a la generación de ultrafinos48. Si bien los ultrafinos mejoran la eficiencia de la producción de sinterización, deben evitarse en el funcionamiento del horno de cuba DR debido al mecanismo de reducción de contraflujo. Los productores de mineral de hierro son conscientes de la amenaza que supone el aumento de la producción de RD para la comercialización de sus productos; Las reservas de mineral adecuadas para atender el mercado de calidad DR siguen siendo limitadas49.

Si el problema de las materias primas no se puede afrontar mediante el suministro, el procesamiento posterior debe volverse más flexible. Han surgido dos opciones de procesamiento flexibles: (i) Se pueden usar pellets de mineral de hierro de grado BF en el horno de cuba DR, aunque con un proceso adicional previo al EAF para fundir el hierro esponjoso y eliminar las impurezas mediante la formación de escoria (fundidor DRI). EAF), y (ii) el uso de finos de mineral de hierro de grado DR (o potencialmente grado BF) en DR con reactores de lecho fluidizado, siempre que la velocidad de fluidización se mantenga por encima del mínimo y se evite el fenómeno de aglomeración de "pegajoso" ( se controla mayor adherencia y fricción entre partículas)49,50. Sin embargo, se requieren innovaciones tanto del lado de la oferta como de la demanda para permitir cadenas de suministro productivas y verdes basadas en H2 DRI-EAF.

Además de los problemas críticos relacionados con el suministro de mineral de hierro, se han identificado varios otros desafíos para la ruta verde H2-DRI-EAF, en particular el mantenimiento del grado de metalización en el horno de cuba a la luz de la resistencia a la difusión del H2, y la diferentes características de fusión del H2-DRI pobre en carbono en el EAF15. A pesar del éxito actual de H2-DRI-EAF con pruebas a escala política, como se demostró en HYBRIT51, aún se requieren más desarrollos técnicos para resolver completamente estos problemas.

Se modeló la producción de acero verde H2-DRI-EAF con diversas proporciones de chatarra (0%, 25% y 50%), junto con los años de instalación del proyecto 2030, 2040 y 2050. La cadena de suministro ubicada en el mismo lugar abarcó desde la extracción de mineral de hierro y la generación de energía renovable hasta la producción de productos de acero semiacabados (es decir, desbastes, palanquillas y tochos) (ver Fig. 6).

El sistema de producción general constaba de cinco subsistemas: suministro de energías renovables y almacenamiento en baterías, producción y almacenamiento de hidrógeno, extracción y preparación de mineral de hierro, fabricación de hierro y fabricación de acero. Todos los procesos están ubicados en el mismo lugar y el suministro de energías renovables se alimenta a todos los demás subsistemas que se analizan con más detalle a continuación (consulte también la Tabla S4).

Los recursos solares y eólicos energizaron directamente los procesos eléctricos y los procesos químicos indirectamente a través de la producción de hidrógeno verde. El almacenamiento de energía eléctrica se permitió mediante la integración de baterías de iones de litio (85% de eficiencia del ciclo de carga/descarga) o hidrógeno gaseoso comprimido (CGH2) convertido a través de la celda de combustible en energía eléctrica (~40% de eficiencia de ida y vuelta). Se seleccionó una batería de iones de litio para el almacenamiento de electricidad debido a su eficiencia relativamente alta, su ciclo de vida prolongado (hasta 10.000 h con una profundidad de descarga del 100 %) y su tasa de autodescarga intermedia (5-8 % por mes a 21 °C) en comparación con otras tecnologías de baterías52, 53.

El hidrógeno verde se produce mediante electrólisis del agua con energía renovable. Se están desarrollando múltiples electrolizadores con diferencias clave en la eficiencia energética actual/proyectada, el costo unitario, el tiempo de arranque en frío y la vida útil. La tecnología alcalina de baja temperatura (80°C) está madura y tiene una capacidad de despacho razonable para responder a entradas variables de energía renovable54 y, por lo tanto, fue seleccionada para este estudio. Debido a la modularidad del electrolizador, la capacidad del electrolizador se trató como una variable continua. El CGH2 almacenado en la superficie en tanques de acero a 200 bar de presión se incorporó al sistema de energía como amortiguador de H2 (pre-DRI) y como almacén de energía cuando se combina con pilas de pilas de combustible. Aunque puede preferirse el almacenamiento subterráneo de CGH2 por motivos de eficiencia energética para el almacenamiento estacional (se requieren presiones más bajas), se dio prioridad a una opción de almacenamiento con tasas de carga/descarga rápidas (almacenamiento de H2 en formaciones geológicas, una opción que puede volverse relevante para aplicaciones a gran escala). implementación, se analiza en la Sección S2.2 del SI).

El mineral de hierro es un recurso geológico natural del que se puede extraer hierro metálico (Fe), presente más comúnmente como hematita (Fe2O3) o magnetita (Fe3O4) con niveles variables de contenido de Fe (promedio global del 62%)22. Luego, el mineral se procesa para producir un producto comercializable de forma física específica (grumos, gránulos, finos) y contenido de Fe (mineral de grado DR ≥67% Fe). El beneficio, un proceso mediante el cual se elimina el material de ganga y se aumenta la concentración de Fe, se realiza mediante peletización para producir mineral de calidad DR. Dependiendo del grado de beneficio requerido, los procesos de trituración, cribado y molienda se utilizan junto con la separación por gravedad o magnética. Si bien los depósitos de muy alta calidad se pueden extraer y utilizar como trozos, los hornos de cuba DRI están técnicamente restringidos a una proporción de trozos a pellets de 3:7 para evitar la acumulación de minerales21.

El mineral de hierro de calidad DR se reduce en H2 a una tasa de consumo mínima de 50 kg H2/t DRI y una tasa de metalización del 94%55. Antes de la inyección en el horno de cuba, el H2 se calienta a 900 °C (el gas actúa como reductor y portador de calor) y se comprime a 2 bar (para superar la caída de presión del horno). Las operaciones de DRI son generalmente continuas con una variación de carga mínima para garantizar un frente de oxidación uniforme. El hierro esponjoso producido puede alimentarse directamente al EAF (DRI caliente a 850 °C), almacenarse en el sitio (DRI frío) para su posterior recalentamiento y carga del EAF, o modificarse para obtener un producto más estable como briquetas de hierro caliente ( HBI)56. Dado que en este estudio la producción de hierro y acero está ubicada en el mismo lugar, solo se utilizan DRI en caliente y DRI en frío. El procesamiento de reducción directa de hidrógeno se basó en Vogl et al.46, mientras que los requisitos de energía y H2 se determinaron utilizando la simulación Aspen Plus32.

Los EAF se cargan con DRI, chatarra, aleaciones y cal, y consumen electrodos de carbono para producir acero fundido a 1600°C. El contenido de ganga de DRI inhibe el rendimiento del metal; Las impurezas se pueden eliminar mediante la escoria EAF que es estimulada por formadores de escoria como los fundentes de cal, aunque este es un proceso que consume mucha energía y las impurezas se eliminan mejor durante la DRI. El aumento del cargo por chatarra reducirá la demanda de escoria, la demanda de cal y el consumo de energía del horno eléctrico57. El EAF funciona en modo por lotes y, a menudo, una sola planta siderúrgica tendrá varios EAF de diversas capacidades. El modelo consideró un tiempo de toque a toque de 60 minutos para cada lote; Para simplificar, el funcionamiento del EAF se trató como una variable continua.

Se seleccionaron para el análisis los 16 principales países productores de mineral de hierro, que constituyen el 98% de la producción de mineral (por cantidad de producción)22, con la adición de Guinea, una nación con mineral de alta calidad (65,5% Fe) que aún no se ha extraído58. Un país se dividió en múltiples regiones cuando los depósitos nacionales estaban ubicados de manera diferente (clasificados cuando la desviación estándar de latitudes y longitudes excedía 1°), totalizando 44 regiones (ver Tabla S5).

El potencial solar y eólico terrestre se determinó utilizando Renewables Ninja, que proporcionó datos para cada una de las 8760 h en los cinco años históricos seleccionados: 2015-2019. Los datos de ER se extrajeron a nivel de coordenadas para cada depósito de mineral y luego se agregaron regionalmente en múltiples depósitos. A pesar de los registros disponibles públicamente sobre las coordenadas exactas de cada depósito de mineral de hierro, los datos de producción y reservas de mineral solo estaban disponibles a nivel nacional22. El contenido de Fe aplicado se determinó según las características actuales del mineral extraído (a diferencia de las características de la reserva), ya que esto reflejaba con mayor precisión el recurso económico y la viabilidad de la operación minera (consulte la Tabla S6 para obtener detalles clave del conjunto de datos geoespaciales).

Para simplificar, los ajustes del costo del mineral se modelaron en función del contenido de Fe. El mineral en trozos de grado DR es un producto premium debido a los requisitos de grado de reserva muy altos (≥66% Fe), y los pellets de grado DR debido a la energía adicional (comunión, concentración y peletización) y los aportes de material (aglutinante). Con base en la contabilidad de arriba hacia abajo del precio de referencia de mercado del 62% Fe de $100/tonelada métrica seca (tms) (promedio de 10 años, Grupo del Banco Mundial59), se supuso que los costos de producción del mineral serían de $60/tms para el mineral en trozos de grado DR. y un promedio de $100/tms para pellets de grado DR (Ecuación 1). Se agregaron 10 dólares adicionales/tms a los costos del sitio de Suecia debido a las operaciones subterráneas y los consiguientes requisitos de perforación y voladura en Kiruna, la mina nacional dominante. La demanda de energía para la preparación del mineral se calculó junto con la de la producción de hierro y acero (consulte las Tablas S7, S8 para conocer las tasas de pérdida de masa y los consumos de energía específicos del proceso).

Ecuación 1: Costo del pellet grado DR ($/dmt)

Feglobal = contenido promedio global de Fe, 62%

Fenacional = Contenido de Fe del mineral extraído (t)/mineral extraído total (t)

Aparte de estas características geoespaciales, los precios de la chatarra y los salarios de los trabajadores siderúrgicos estaban diferenciados regionalmente (consulte las Tablas S17, S18, respectivamente). Los precios unitarios de la chatarra de acero eran variables regionales basadas en el precio de exportación, excluida Turquía (principal importador mundial de chatarra de acero) para el cual se utilizó el precio de importación (SA 720429 Desperdicios o chatarra, de acero aleado, excepto inoxidable, de UNComtrade60).

Se desarrolló y resolvió un modelo de optimización de programación lineal de la instalación de producción de acero a base de H2 verde de 1 Mtpa utilizando GAMS (Sistema de modelado algebraico general). El modelo tenía resolución horaria durante un año característico y se optimizó para lograr el menor costo utilizando el solucionador CPLEX. La función objetivo (Ec. 2) era minimizar los costos anualizados de la planta siderúrgica (Costann), cubriendo tanto los gastos de capital (CAPEX) como los gastos operativos (OPEX), dados los parámetros de consumo de recursos (ver Tabla S10) y los parámetros de costos (ver Tabla S11). ) del proceso de producción de acero. El subsistema de minerales era un parámetro gestionado externamente; la cantidad de mineral requerida era función de la fracción de chatarra de acero y del contenido de Fe del mineral extraído. Se realizó una evaluación económica del valor actual neto (ecuaciones 3 a 9) durante los 20 años de vida del proyecto, dada una tasa de descuento del 8%.

Para los 8760 intervalos de tiempo de un año, el modelo determinó el flujo de energía hacia la producción, el almacenamiento o la reducción, lo que definía las capacidades generales del proceso y los costos de producción. Cada modelo se ejecutó para una ubicación determinada y un año de entrada de ER (para considerar la variabilidad interanual) en 9 ciclos para todas las combinaciones de año de instalación del proyecto (2030, 2040, 2050) y entrada de desechos (0%, 25% y 50%). . Durante las dos décadas modeladas, la tecnología de energías renovables en proceso de maduración (paneles solares, turbinas eólicas, baterías de iones de litio, electrolizadores y pilas de combustible) se benefició de reducciones de costos y mejoras de eficiencia (consulte la Tabla S9). Aunque se puede habilitar un cargo por chatarra de hasta el 100% en el EAF, se eligió el 50% como cargo máximo en consonancia con la porción máxima pronosticada de producción de acero secundario hacia 20505. El principal caso para el análisis fue sin chatarra, ya que proporcionaba una comparación directa. a la ruta convencional BF-BOF y eliminó la influencia inestable del precio de la chatarra. Todos los costos se presentan en USD, dólares de 2020.

Las variables de decisión rodearon la programación y planificación de la capacidad de cada unidad de producción, más específicamente: (i) capacidad de infraestructura energética (paneles solares (MW), turbinas eólicas (MW)), (ii) capacidad de infraestructura de producción para procesos flexibles (electrolizadores (MW) , almacenamiento CGH2 (t), almacenamiento en batería (MWh), EAF (t), colada continua (t)), (iii) medio de almacenamiento de electricidad (baterías de iones de litio (MW de baterías de 4 horas) o almacenamiento CGH2 (t) combinado con pilas de combustible (MW)), y (iv) alimentación DRI fría o caliente (t) al EAF. Las principales limitaciones eran la producción y operación de acero de 1 Mtpa utilizando un sistema energético completamente aislado (integración de energía despachable cero). Las limitaciones de agua y tierra, así como la intensidad de carbono, se consideraron facilitadores/desactivadores de sistemas, pero no se tuvieron en cuenta en el análisis del VPN (el agua representa aproximadamente el 1% del LCOS total32). Si bien el LCOS en el sitio era la principal métrica económica, los costos de transporte al puerto más cercano se incluyeron para los costos gratuitos a bordo (FOB) y luego el transporte marítimo a Qingdao, China, para el costo y flete combinados (CFR) hasta el centro de mayor demanda ( consulte la Tabla S12 para conocer las tarifas de flete). Se suponía que el transporte marítimo funcionaba con amoníaco verde y una pila de combustible de óxido sólido combinados con un motor eléctrico.

Ecuación 2: Función objetivo

Ecuación 3: CAPEX anualizado

Ecuación 4: Factor de recuperación de capital

Donde fCR denota el factor de recuperación de capital, r representa la tasa de descuento real (8%) y n denota la vida útil del proyecto (20 años).

Ecuación 5: CAPEX de infraestructura de producción y almacenamiento

Donde i denota electrolizadores, calentador de H2, horno de cuba DR, EAF y colada continua.

Ecuación 6: CAPEX de infraestructura de almacenamiento

Donde j denota compresor (200 bar), recipiente de almacenamiento de CGH2, pilas de combustible y baterías.

Ecuación 7: CAPEX de infraestructura energética

Ecuación 8: OPEX anualizado

Donde k denota consumibles (mineral de hierro, chatarra de acero, cal, aleaciones, electrodos de grafito) y mano de obra.

Ecuación 9: OPEX de mantenimiento

Para investigar la competitividad de costos relativa de varios sistemas de energía renovable, se comparó la “carga variable aislada” con la “red de carga continua” para instalaciones verdes H2-DRI-EAF de 1 Mtpa (sin carga de chatarra). Para el sistema basado en red, los costos del acero se diferenciaron a nivel de país según las tarifas actuales de electricidad industrial (ref. 61, consulte la Tabla S13) y las intensidades de carbono de la red proyectadas62. Para la producción de H2-DRI-EAF verde insular, también se calcularon las emisiones de CO2 y se aplicaron los precios del carbono, aunque sólo para el sistema de energía renovable. Se supusieron 40 g y 10 g de CO2/kWh para paneles solares63 y turbinas eólicas64 de gran escala, respectivamente. No se consideraron las emisiones de GEI de los electrolizadores ni de las instalaciones de producción de hierro y acero, al igual que en los sistemas de producción alimentados por red, debido a que sus contribuciones son insignificantes. Los impuestos al carbono proyectados se aplicaron de acuerdo con el escenario neto cero de la AIE65 y la clasificación de las economías: economías avanzadas (Australia, Canadá, Suecia y Estados Unidos), principales economías emergentes (Brasil, China, Rusia, Sudáfrica) y economías en desarrollo (Chile, Guinea, India, Irán, Kazajstán, México, Perú, Turquía, Ucrania), equivalentes a 250 dólares, 200 dólares y 55 dólares/t CO2 en 2050, respectivamente (consulte la Tabla S16).

Ambos sistemas H2-DRI-EAF se compararon con la ruta convencional BF-BOF, con costos de producción únicos para cada país según datos de Transition Zero39 (ver Tabla S15). Hasanbeigi y Springer66 dieron las intensidades de carbono nacionales de la producción de BF-BOF, utilizando promedios de toda la economía (ponderados según la producción de acero) para países no especificados: 1,7, 2,3 y 2,6 t CO2/t de acero para países avanzados, emergentes y en desarrollo. respectivamente (ver Tabla S14). También se calcularon los costos marginales de reducción para ambas rutas del acero descarbonizado, es decir, el precio mínimo del carbono requerido para igualar los costos BF-BOF.

Es necesario reconocer que una vez que se descarbonice el sistema energético, algunas emisiones menores del proceso permanecerán dentro de la ruta verde H2-DRI-EAF debido a la cal (28 kg CO2/t acero), los electrodos de grafito (6 kg CO2/t acero) e inyección de carbono de origen fósil en EAF (17 kg de CO2/t de acero)67. Sin embargo, la ruta de producción descarbonizada que elimina el carbono de la reducción directa del hierro también elimina la fuente de carbono necesaria en el EAF para producir la aleación C-Fe que es el acero (dependiendo de la calidad del acero, el contenido de C en el acero oscila entre <0,3 –1,5%). En ausencia de DRI que contenga C, se puede inyectar carbono en el EAF. Se puede utilizar carbono biogénico (biocarbón, producido mediante torrefacción o gasificación) en lugar de coque a razón de 12 kg/t de acero (en comparación con 8 kg/t de acero para el coque), adquirido a un precio que depende del coste de la biomasa, pero puede ser aproximadamente a 235 $/t, equivalente a menos de 3 $/t de acero67. Si se utiliza biocarbón en lugar de coque para la aleación esencial del acero, las emisiones totales del proceso se pueden reducir a 23 kg de CO2/t de acero (1% de las emisiones de la ruta BF-BOF).

ML se utilizó para desarrollar una herramienta rápida de evaluación del acero basada en H2 ecológico, que permite realizar proyecciones de costos para más de 300 ubicaciones (que cubren 68 países) en menos de un segundo. Este fue un ahorro de tiempo significativo considerando el tiempo de procesamiento computacional del modelo de optimización GAMS de 3 h (en una máquina con CPU Intel i7-8665U y 16 GB de memoria RAM con Windows 10) para una ubicación y un año de entrada de RE determinados. Se ajustaron modelos de regresión potenciados por gradiente del conjunto de herramientas scikit-learn68 para predecir directamente dos objetivos: el costo nivelado de la infraestructura de energía renovable (costo de ER) y el acero (LCOS, excluyendo mineral y mano de obra) para la producción de acero verde H2-DRI-EAF sin carga de chatarra en una instalación de 1 Mtpa. El algoritmo ML aprendió de un conjunto de datos con 675 entradas: 45 regiones modeladas durante 5 años de datos de entrada de energía renovable y 3 años de instalación. Tenga en cuenta que Nueva Zelanda fue la región número 45 agregada a las 44 regiones optimizadas previamente para garantizar que se cubriera la mayor variedad de latitudes en el conjunto de datos de entrada. Para determinar el LCOS general, se utilizaron datos estadísticos de ER de 2019 como características para proyectar el LCOS aprendido por máquina (excluyendo el mineral y la mano de obra), con costos calculados por separado del mineral de grado DR (consulte la ecuación 1) y la mano de obra agregada.

La precisión del análisis de regresión se basó en la caracterización detallada de la disponibilidad y la intermitencia de la energía renovable en una ubicación específica (convirtiéndose en las características del modelo ML). Se calcularon estadísticas de energía renovable, que abarcan la media, la mediana y el coeficiente de variación de los factores de capacidad horaria y mensual, tanto para la energía solar como para la eólica, proporcionando 12 características posibles para que el modelo ML las utilice para predecir el costo LCOS y RE (RE agregado). Las estadísticas de los 17 países optimizados se muestran en la Tabla S1). Se llevó a cabo un análisis de multicolinealidad utilizando agrupamiento jerárquico para eliminar predictores redundantes, evitando así problemas al interpretar la importancia de las características.

Se seleccionó un regresor de aumento de gradiente para ML como modelo aditivo (es decir, suma de múltiples modelos simples) que utiliza árboles de decisión para predecir con precisión valores continuos. Se aplicó validación cruzada (CV) anidada para estimar el rendimiento de generalización (valor R2) del modelo y seleccionar hiperparámetros optimizados (que controlan el proceso de aprendizaje). Dado que el propósito del regresor era modelar ubicaciones novedosas, la métrica clave a maximizar fue el desempeño de las regiones no incluidas en el conjunto de entrenamiento. El CV anidado implicó una serie de divisiones de conjuntos de tren/validación/prueba donde los datos se dividieron en 17 pliegues, de modo que cada pliegue contenía datos de un solo país. Luego se seleccionó un conjunto de países como adecuados para las pruebas, lo que excluyó las regiones extremas a las que no esperábamos que el modelo se generalizara. Para la selección de hiperparámetros, buscamos exhaustivamente el producto cartesiano de: (i) la tasa de aprendizaje, seleccionada entre [0.01, 0.1, 0.5], (ii) la profundidad máxima del árbol, seleccionada entre [3, 5, 10], y (iii) el número de estimadores, seleccionados entre [100, 5000, 10000]. Para obtener el modelo final, configuramos los hiperparámetros en aquellos que se seleccionaron con mayor frecuencia en el CV interno y entrenamos el regresor en todo el conjunto de datos.

Todos los datos generados o analizados durante este estudio se incluyen en este artículo publicado (y sus archivos de información complementarios). Los datos originales se proporcionan con este documento.

El código desarrollado en este estudio está disponible en línea para el componente de optimización (https://figshare.com/s/92ed30035b61fd174d93) y el componente de aprendizaje automático (https://figshare.com/s/a3849465ee2e09744876).

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Descargar referencias

La Fundación General Sir John Monash proporcionó apoyo financiero a Alexandra Devlin (durante la duración de los estudios de doctorado).

Departamento de Ciencias de la Ingeniería, Universidad de Oxford, Parks Road, Oxford, OX1 3PJ, Reino Unido

Alexandra Devlin, Haulwen Goldie-Jones y Aidong Yang

OATML, Departamento de Ciencias de la Computación, Universidad de Oxford, Parks Road, Oxford, OX1 3PJ, Reino Unido

Jannik Kossen

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Correspondencia a Aidong Yang.

Los autores declaran no tener conflictos de intereses.

Nature Communications agradece a Lars Nilsson, Chris Bataille y los demás revisores anónimos por su contribución a la revisión por pares de este trabajo. Los informes de revisión por pares están disponibles.

Nota del editor Springer Nature se mantiene neutral con respecto a reclamos jurisdiccionales en mapas publicados y afiliaciones institucionales.

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Reimpresiones y permisos

Devlin, A., Kossen, J., Goldie-Jones, H. et al. Oportunidades globales de acero verde basado en hidrógeno en torno a energía renovable de alta calidad y depósitos de mineral de hierro. Nat Comuna 14, 2578 (2023). https://doi.org/10.1038/s41467-023-38123-2

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Recibido: 01 de diciembre de 2022

Aceptado: 14 de abril de 2023

Publicado: 04 de mayo de 2023

DOI: https://doi.org/10.1038/s41467-023-38123-2

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