ANAHÍ ABELEDO

Cada año se producen alrededor de 2000 millones de tn de acero en todo el mundo y esa industria genera más del 7 % de las emisiones de dióxido de carbono (CO2) a escala mundial y su descarbonización es uno de los puntos álgidos de la transición energética. La buena noticia es que la energía nuclear podría ayudar en este proceso. Mientras tanto, otros proyectos ya cruzan los caminos del hidrógeno verde y la siderurgia: en Suecia el proyecto Hybrit redujo costos siderúrgicos.

La demanda de acero aumentará más de un tercio de aquí a 2050 la demanda de acero según la AIE y cada vez son más las compañías internacionales que buscan formas de descarbonizar los procesos industriales de este sector que consumen una gran cantidad de energía.

La industria siderúrgica depende en gran medida del carbón coquizable, que se utiliza para alimentar los altos hornos en los que se transforma el mineral de hierro en acero mediante un proceso que emite grandes cantidades de CO2. 

Es posible obtener acero a partir de un método llamado reducción directa del hierro, en el que el hidrógeno reacciona con el mineral de hierro sin fundirse y emite vapor de agua sin CO2, asegura Mariia Platonova en un artículo especializado en el boletín del OIEA.

“Es impresionante la cantidad de hidrógeno que se necesita para producir acero verde. Tradicionalmente se han utilizado combustibles fósiles para generar casi todo el hidrógeno. Por eso, uno de los mayores desafíos va a ser encontrar la cantidad necesaria de hidrógeno descarbonizado —afirma Francesco Ganda, Jefe Técnico de Aplicaciones No Eléctricas en el OIEA—.  La producción nuclear de hidrógeno, con cero emisiones, puede ser algo realmente revolucionario para el sector, pues la energía nucleoeléctrica puede producir suficiente calor y electricidad las 24 horas del día para generar la cantidad necesaria de hidrógeno.  Esto podría ayudar a avanzar muchísimo en el proceso de transición a una energía limpia”.

Los reactores nucleares de potencia pueden combinarse con una planta de producción de hidrógeno para obtener de forma eficiente energía e hidrógeno en un sistema de cogeneración que está provisto de componentes para electrólisis o para procesos termoquímicos. 

La electrólisis es un proceso que consiste en dividir las moléculas de agua mediante una corriente eléctrica directa para producir hidrógeno y oxígeno.

La electrólisis del agua tiene lugar a temperaturas relativamente bajas, inferiores a 100º C, mientras que la electrólisis del vapor ocurre a temperaturas mucho más elevadas, de entre 700º C y 800º C aproximadamente, y necesita menos electricidad que la electrólisis del agua. 

La electrólisis del agua es un proceso en el que se utiliza electricidad para separar el hidrógeno del oxígeno del agua. Este tipo de tecnología ha estado disponible en el mercado desde hace décadas. 

Los expertos dicen que la electrólisis a alta temperatura sigue el mismo principio, pero utiliza agua en forma de vapor, con lo que se reduce la cantidad de electricidad necesaria.

Gracias a los avances en las tecnologías de electrolizadores, producir hidrógeno a partir de reactores nucleares convencionales se está volviendo más eficiente y menos costoso, de acuerdo al trabajo del organismo nuclear. 

Al menos una central nuclear en los Estados Unidos  —Prairie Island, en Minnesota— está instalando un electrolizador de alta temperatura y utilizando el calor procedente del reactor para reducir el uso de electricidad y, por lo tanto, el costo de la producción nuclear de hidrógeno.

Central nuclear Prairie Island, en Minnesota

“Puede sacarse partido de la energía térmica que genera una central nuclear en forma de vapor para el proceso de alta temperatura de los electrolizadores de óxido sólido. De esta forma, los electrolizadores tienen una tasa de eficiencia altísima —explica Akhil Batheja, Director de Desarrollo Empresarial del Hidrógeno en Bloom Energy, una compañía que produce pilas de combustible de óxido sólido para la generación de energía—.

Dado que la mayoría de los costos derivados de la obtención de hidrógeno mediante la electrólisis se deben a la electricidad, esta es la propuesta más rentable para una central nuclear y para la generación de hidrógeno de bajas emisiones de carbono”.

EE.UU. MARCA UNA NUEVA ERA EN LA FABRICACIÓN DEL ACERO
La financiación federal para la creación de un centro regional de hidrógeno en el Medio Oeste, anunciada por el Departamento de Energía de Estados Unidos el 13 de octubre, marca "el comienzo de una nueva era en la producción de acero", dijo Lourenco Goncalves, director ejecutivo de Cleveland-Cliffs.

El Centro de Hidrógeno del Medio Oeste 

La administración Biden seleccionó siete centros de hidrógeno en 16 estados como ganadores de un total combinado de US$ 7 mil millones en subvenciones federales. 

El Midwest Hydrogen Hub, que incluye Illinois, Indiana y Michigan, fue seleccionado para recibir hasta mil millones de dólares en financiación en virtud de la Ley de Infraestructura Bipartidista. La región alberga las dos plantas siderúrgicas integradas más grandes de Cliffs, Indiana Harbor y Burns Harbor, ubicadas en el noroeste de Indiana.

"Con hidrógeno limpio en nuestro patio trasero, los altos hornos preparados para hidrógeno y la planta de reducción directa de Cliffs serán los primeros en el mundo en reemplazar el CO2 con un nuevo subproducto que no contribuye al calentamiento global: este nuevo subproducto será el H20", dijo Gonçalves.

Cliffs está construyendo actualmente un oleoducto para llevar hidrógeno al alto horno número 7 del puerto de Indiana, según el comunicado.

El centro de hidrógeno del Medio Oeste planea aprovechar las energías renovables, el gas natural y la energía nuclear para suministrar hidrógeno para la producción de acero y vidrio, la generación de energía, la refinación, el transporte pesado y el combustible de aviación sostenible.

Cliffs ha prometido públicamente su voluntad de adquirir hidrógeno limpio de los miembros de producción de este centro, dijo la compañía, añadiendo que su compra garantiza la viabilidad del centro y "marcará un gran paso adelante para la continuación de las agresivas reducciones de emisiones de CO2 por parte de [su] empresa siderúrgica integrada". 

HYBRIT: UN PROYECTO SUECO QUE REDUCE COSTOS SIDERÚRGICOS
El proyecto sueco Hybrit de hidrógeno por acero reduce los costos en un 40% gracias al almacenamiento, utilizando almacenamiento flexible para aprovechar la energía de la red de bajo costo.

La colaboración Hybrit entre la siderúrgica SSAB, la minera de mineral de hierro LKAB y la compañía eléctrica Vattenfall probó el almacenamiento de hidrógeno comercialmente en el mercado eléctrico durante un mes, reduciendo los costos de producción de hidrógeno entre un 25% y un 40%, dijo el grupo el 16 de octubre.

"La misión era producir hidrógeno utilizando electricidad libre de fósiles a un precio de electricidad variable con el menor coste posible, por ejemplo durante ciertas horas del día o durante períodos más largos cuando la generación de electricidad dependiente del clima era buena", dijo Hybrit.

En la prueba, Vattenfall ofertó por los aproximadamente 5 MW de producción diaria de hidrógeno en el mercado eléctrico, enviando el plan de producción a Hybrit, con un suministro constante de hidrógeno entregado a SSAB.

"Durante el período de prueba, el precio al contado de la electricidad en la zona de precios (SE1) fue comparativamente bajo, en promedio alrededor de 20 euros/MWh [21 dólares/MWh]", dijo el jefe de descarbonización de la industria de Vattenfall, Mikael Nordlander, a S&P Global Commodity Insights por correo electrónico. "Gracias a los electrolizadores y al almacenamiento, el precio obtenido para la producción de hidrógeno se redujo en un 25%. Dado que el coste total del hidrógeno también incluye el coste de capital, las cifras para una pequeña planta piloto no serán representativas".

Marie Anheden, directora senior de proyectos de Hybrit, dijo que los resultados de la prueba fueron "muy buenos" a pesar de la baja volatilidad del precio de la energía observada durante el período de prueba.

"Al aplicarlo en circunstancias reales, pudimos seguir en tiempo real cuánto dinero se ahorró utilizando lo almacenado", dijo Anheden en el comunicado.

S&P Global Commodity Insights, evaluó el costo de producir hidrógeno renovable mediante electrólisis alcalina en Europa en 8,04 EUR/kg ($8,47/kg) el 13 de octubre (Países Bajos, incluido el gasto de capital), basándose en los precios de la energía del mes siguiente. La producción de electrólisis con membrana de intercambio de protones se evaluó en 9,31 euros/kg.

Las dos unidades de electrolizador alcalino para el proyecto piloto Hybrit son suministradas por el fabricante noruego Nel. No se ha seleccionado ninguna tecnología para futuras plantas, dijo Nordlander a S&P Global.

Nordlander dijo que los resultados eran alentadores para el futuro despliegue del hidrógeno verde en aplicaciones industriales.

A gran escala, la instalación podría almacenar entre 100.000 y 120.000 m3 de hidrógeno, o alrededor de 100 GWh, suficiente para alimentar una acería de tamaño completo durante hasta cuatro días, dijo Hybrit.

Planta piloto Hybrit Luleå: solución de muestreo automatizada para una producción libre de fósiles

El vicepresidente senior de energía y clima de LKAB, Stefan Savonen, dijo que su empresa cambiaría todo el proceso de producción de mineral de hierro por esponja de hierro libre de fósiles utilizando hidrógeno, lo que requeriría más de 1 millón de toneladas anuales de gas y 70 TWh al año de energías renovables para 2050. , lo que hace que la reducción de costos sea crítica.

La instalación de almacenamiento comenzó a operar en 2022 y las pruebas continuarán hasta 2024.

La industria siderúrgica mundial representa entre el 7% y el 8% de las emisiones totales de CO2. La UE aspira a convertirse en climáticamente neutra para 2050, produciendo cero emisiones netas de gases de efecto invernadero, haciendo de la descarbonización del acero en la región una prioridad.