Desarrollo de la industria:

• Fase de desarrollo: inicial
• Centros existentes globalmente: 1
  (Canadá, captura 365 toneladas métricas/año)
• Centros en desarrollo globalmente: 1
  (Texas, capturará 1 millón de toneladas métricas/año, operativo en 2024)

Requerimiento energía

Si la energía se suministrara completamente utilizando energía solar, se necesitarían ~7,000 hectáreas (el intervalo reportado es de 4,400 a 9,000 hectáreas) para capturar 1 millón de toneladas métricas de CO₂. Sin embargo, la energía solar fotovoltaica no puede directamente suministrar calor a las temperaturas necesarias para la regeneración. Por lo tanto, la L-DAC requiere una fuente de calor de energía limpia a alta temperatura, como una batería de calor industrial o combustible de hidrogeno verde (H₂). Si el combustible H₂ suministrara la energía térmica para L-DAC, 1,400 hectáreas de campos solares podrían abastecer la demanda de electricidad.

• L-DAC requiere ~2,8 MWh de energía por cada tonelada métrica de CO₂ capturada (las estimaciones oscilan entre 1.8 y 3.7 MWh por tonelada métrica de CO₂)
• Eel 80-100 % de esa energía es para calefacción. el 0-20 % es para la electricidad.

Huella

• Cada unidad de contactores L-DAC captura entre 300 y 600 toneladas métricas por año, y las unidades son modulares y apilables. Por lo tanto, las huellas varían segun la altura a la que se apilen las unidades o cómo se distribuyen.
• Para capturar 1 millón de toneladas métricas de CO₂ por año, estimamos que un centro necesitaría unas 200 hectáreas de espacio. Las estimaciones reportadas oscilan entre 50 y 1,730 hectáreas, dependiendo de como sean organizadas las unidades contactoras.
• Las unidades L-DAC pueden instalarse en cualquier lugar, ya que la única materia prima es el aire ambiental.

Potencial de crecimiento del empleo

Un centro de L-DAC capturando 1 millón de toneladas métricas de CO₂ anualmente podría generar entre 75 y 270 puestos de empleo permanentes en las áreas de operación y mantenimiento, que requieren habilidades que son transferibles de otros sectores industriales de reparación y mantenimiento.

Tal centro también generaría entre 700 y 1,000 puestos de empleo en construcción e instalación, así como miles de empleos indirectos, tales como los necesarios para construir campos solares que sirvan de apoyo para el centro.

Equidad de ubicación

Niveles de ruido = 50-70 decibelios por unidad de contactor, es decir, casi tan ruidoso como un lavavajillas o una aspiradora. Un centro de captura de 1 millón de toneladas métricas necesitaría ~1,600 unidades de contactores, repartidas en ~200 hectáreas.

El impacto dependerá de la escala del ruido con unidades contactoras adicionales (se justifica una mayor investigación) y la distancia de las zonas urbanizadas.

Dependiendo de la ubicación del sitio, los puestos empleo adicionales podrían aumentar el tráfico local y los empleados podrían tener desplaces de largas distancias.

Necesidades de agua

L-DAC requiere una cantidad significativa de agua para diluir la solución disolvente utilizada para capturar el CO₂, pero esa solución de agua+ disolvente se recicla continuamente a través del sistema, por lo que sólo es necesario reponer agua para compensar por la evaporación. Las temperaturas medias y los niveles de humedad en el condado de Kern provocarían un consumo de unas 5 toneladas métricas de agua por cada tonelada de CO₂ en invierno, y unas 15 toneladas de agua consumida por tonelada de CO₂ en verano. Los días muy calurosos con niveles de humedad inferiores al 20 % podrían provocar un consumo de agua superior a 20 toneladas métricas por tonelada de CO₂ capturada.

Emisiones, subproductos y residuos

Se espera que los centros de L-DAC produzcan emisiones nulas o casi nulas en el sitio que podrían ser peligrosas para el medio ambiente o la salud humana.

Ni las aguas residuales ni los residuos peligrosos se generan en cantidades significativas en los centros de L-DAC.

Permisos reglamentarios: Cuando se ubiquen en el condado de Kern, California, todos los proyectos se estudiarán mediante un proceso público y los impactos medioambientales serán revisados y mitigaran de acuerdo con la Ley de Calidad Ambiental de California (CEQA).

Costo operativo

Para comparar los costos en las industrias de gestión del carbono, se utiliza un modelo de "evaluación de costos durante la vida útil" (ECV), que es el costo total por tonelada métrica de CO₂ como resultado del costo de construcción de la instalación (costos de capital), el costo de mantenimiento y mano de obra (costos operativos) y el costo de energía (calor + electricidad), a lo largo de la vida útil de la planta. Para una instalación L-DAC con un promedio que capture 1 millón de toneladas de CO₂ por año:

• El costo de construcción seria entre 470 y 1,300 millones de dólares. Si funcionara durante unos 30 años, los costos de capital a lo largo de la vida útil del centro serían de 160-300 dólares por tonelada de CO₂.
• Costo anual para el personal de operaciones y mantenimiento oscilan entre 60 y 110 dólares por tonelada de CO₂.
• Los costos energéticos oscilan entre $ 45 y 257 por tonelada de CO₂ con la variación reflejando las diferentes fuentes de energía y la incertidumbre en los requisitos energéticos. Estos costos también variarán con el tiempo debido a las fluctuaciones de los mercados energéticos.

Posibles fuentes de ingresos

Hay dos fuentes potenciales de ingresos para la captura directa de aire:

1. Incentivos federales + estatales:

   • El incentivo federal 45Q ofrece un beneficio fiscal por la captura y almacenamiento de CO₂ mediante DAC de $ 180 por tonelada almacenada.
   • Estandares de combustibles bajos en carbono (LCFS) de California: acredita las tecnologías que reducen las emisiones de gases de efecto invernadero derivadas del transporte. (DAC califica porque elimina las emisiones de CO₂ producido por los automóviles y camiones de gas) Entre 2018 y 2022, el crédito LCFS ha oscilado entre $ 62 y 218.
2. Mercados privados: Las empresas privadas han comprado almacenamiento de carbono a precios de entre $ 600 y 1,000 por tonelada de CO₂ para los tipos de almacenamiento ambiental más seguros.

Desarrollo de la industria

• Etapa de desarrollo: inicial
• Centros existentes a nivel mundial: 17 piloto + comercial (capturas combinadas de 6,900 toneladas/año)
• Instalaciones en desarrollo a nivel mundial: 1 (Islandia, capturará 36,000 toneladas/año)

Requerimientos de energía

S-DAC requiere ~1.5 MWh de energía por cada tonelada métrica de CO₂ capturada (las estimaciones oscilan entre 1.1-2.0 MWh por tonelada métrica de CO₂). el 75-80 % de esa energía se destina a calefacción. el 20-25 % se destina a electricidad.

Si la energía se suministrara íntegramente a partir de energía solar, se necesitarían unas 3,600 hectáreas (el rango indicado es de 2,675-4,900 hectáreas) para capturar 1 millón de toneladas métricas de CO₂. A diferencia de la L-DAC, cuyos requisitos de calor exceden lo que pueden suministrar directamente los recursos renovables como la energía solar y eólica, la S-DAC puede funcionar totalmente con energías renovables, incluso para cumplir con los requisitos de calor necesarios para romper los enlaces entre el sorbente y el CO₂. Sin embargo, para que un centro S-DAC funcione de forma continua, también sería necesario almacenar en baterías de energía solar o eólica.

Huella

Cada unidad contactora S-DAC captura ~500 toneladas métricas por año. Estas unidades son modulares, apilables y del tamaño aproximado de un contenedor de transporte. La huella del sitio dependerá de la altura a la que se apilen los contactores o que tan separados estén uno del otro que se coloquen unos de otros. Para capturar 1 millón de toneladas métricas de CO₂ con contactores S-DAC, estimamos una huella de aproximadamente 235 acres, pero las estimaciones comunicadas oscilan entre 50 y 495 acres. En teoría, estos contactores pueden colocarse en cualquier lugar, ya que la única materia prima requerida en el sitio es el aire ambiental.

Potencial de crecimiento del empleo

Un centro S-DAC que capture 1 millón de toneladas métricas de CO₂ al año podría generar entre 100 y 270 puestos de trabajo permanentes en las áreas de operación y mantenimiento, que requieren habilidades que son transferibles de otros sectores industriales de reparación y mantenimiento.

Un nuevo centro de S-DAC también generaría aproximadamente 700 empleos de construcción e instalación en la región, así como empleos indirectos, como trabajos de instalación solar para ayudar a apoyar las necesidades energéticas del centro.

Equidad de ubicación

Niveles de ruido = 50-70 decibelios por unidad de contactor, es decir, casi tan alto como un lavavajillas o una aspiradora. Un centro de captura de 1 millón de toneladas métricas necesitaría ~2,000 unidades de contactores, repartidas en ~235 acres.

El impacto dependerá de la escala del ruido con las unidades contactoras adicionales (se justifica una mayor investigación) y la distancia a las zonas urbanizadas

Dependiendo de la ubicación del sitio, los puestos de trabajo adicionales podrían aumentar el tráfico local y los empleados podrían tener que desplazarse largas distancias.

Requerimientos de agua

El material sorbente sólido utilizado para capturar CO₂ en los centros S-DAC también se une al vapor de agua de la atmósfera. Cuanto más húmedas son las condiciones, más vapor de agua se condensa en el material absorbente junto con el CO₂. Cuando la unidad del contactor se cierra y se calienta para liberar el CO₂ del sorbente, el agua se calentará de nuevo hasta convertirse en vapor y se eliminará junto con el CO₂ en una corriente gaseosa. Luego, el CO₂ y el agua se pureden separar, y el agua podría ser utilizada por las comunidades locales u otros centros del parque.

Emisiones, subproductos y residuos

Se espera que los centros DAC produzcan emisiones nulas o casi nulas en el sitio que podrían ser peligrosas para el medio ambiente o la salud humana.

No debería generarse una cantidad significativa de materiales peligrosos en los centros de S-DAC.

Permisos reglamentarios: Cuando se ubiquen en el condado de Kern, California, todos los proyectos se consideraran mediante un proceso público y se revisarán y los impactos ambientales se revisaran y mitigaran de acuerdo con la Ley de Calidad Ambiental de California (CEQA).

Costo operativo

Para comparar los costos en las industrias de gestión del carbono, se utiliza un modelo de "evaluación de los costos durante la vida útil" (ECV). El ECV es el costo total por tonelada métrica de CO₂ resultante del costo de construcción del centro(costos de capital), el costo de mantenimiento y mano de obra (costos operativos), y el costo de la energía (calor + electricidad), a lo largo de la vida útil de la planta. Para un centro promedio de S-DAC media que captura 1 millón de toneladas de CO₂ por año:

• El costo de construcción oscilaría entre $ 630 y 1,700 millones. Si funcionara durante unos 30 años, los costos de capital a lo largo de la vida útil de la instalación serían de entre $ 76 y 205 por tonelada de CO₂.
• Los costos anuales de personal de operación y mantenimiento oscilan entre $ 11 y 29 por tonelada de CO₂.
• Los costos de energía oscilan entre ~$ 0 y 278 por tonelada de CO₂ y la variación refleja las diferentes fuentes de energía y la incertidumbre en los requisitos de energía. Estos costos también variarán con el tiempo debido a las fluctuaciones de los mercados energéticos.

Fuentes potenciales de ingresos

Hay dos fuentes potenciales de ingresos para la captura directa de aire:

1. Incentivos federales + estatales:

   • El incentivo federal 45Q ofrece un beneficio fiscal para la captura y el almacenamiento de CO₂ mediante DAC de $ 180 por tonelada almacenada.
   • Estandar de combustibles bajos en carbono (LCFS) de California: acredita las tecnologías que reducen las emisiones de gases de efecto invernadero derivadas del transporte. (DAC califica porque elimina el CO₂ producido por los automóviles y camiones de gas) Entre 2018 y 2022, el crédito LCFS ha oscilado entre $ 62 y 218.
2. Mercados privados: Las empresas privadas han comprado almacenamiento de carbono a precios de entre $ 600 y 1,000 por tonelada de CO₂ para los tipos de almacenamiento más seguros para el medioambiental.

Desarrollo de la industria

• Estado de desarrollo de acero bajo en carbono o sin carbono: comercialización temprana
• Centros existentes en todo el mundo: 1 (DRI con captura de carbono, en Emiratos Árabes Unidos)
• Centros de acero con bajo o nulo contenido en carbono en desarrollo en todo el mundo: 3 (Colorado, Massachusetts, Suecia)

Necesidades energéticas

Las principales necesidades energéticas de una planta de acero de chatarra proceden del horno de arco eléctrico (EAF), que requiere entre 0.4 y 0.9 MWh de energía por tonelada de acero producida. La fundición, el laminado y el acabado del acero caliente fabricado en el horno de arco eléctrico para convertirlo en productos utilizables requieren otros ~0.01-0.6 MWh/tonelada de acero. Si el DRI se fabrica in situ a partir de mineral de hierro peletizado, se necesitarían entre 3.0 y 4.5 MWh más de energía, lo que aumentaría las necesidades energéticas de la instalación en un orden de magnitud. El DRI requiere temperaturas de 900-1000^oC para reducir el mineral de hierro en presencia de un agente reductor como el gas natural, el gas de síntesis o el hidrógeno. Estas temperaturas tan elevadas no pueden abastecerse directamente con electricidad de origen solar sin utilizar también una batería de calor (véase nuestra sección sobre almacenamiento de energía).

Una microfábrica de acero de 770,000 toneladas que sólo utilizara chatarra y energía solar necesitaría entre 690 y 2,900 acres de campos solares para abastecer la demanda de electricidad. Una microfábrica de DRI de 770,000 toneladas que utiliza energía solar y sólo captura CO₂ de las emisiones del proceso de reducción del hierro necesitaría de 6,900 a 11,900 acres de campos solares (con almacenamiento en baterías de calor) para funcionar. Sin embargo, en este escenario, sólo 320,000 toneladas de CO₂ podrían capturarse anualmente. Una microfábrica que utilice la oxicombustión con captura de carbono como única fuente de energía no necesitaría aporte solar.

Huella

Una planta de acero que utilizara DRI y oxicombustión (el escenario más intensivo en emisiones) necesitaría producir unas 770,000 toneladas de acero al año para emitir 1 millón de toneladas de CO₂. Un centro del mismo tamaño que utilizara únicamente chatarra y energía solar, o chatarra y oxicombustión, emitiría cerca de 0 toneladas de CO₂ y ~115,000 toneladas de CO₂ respectivamente. Basándose en la huella media de los centros de seis mini y microfábricas de acero construidas o en desarrollo en Estados Unidos en los últimos 5 años, una microfábrica de acero de 770,000 toneladas necesitaría unos 510 acres de terreno.

Potencial de crecimiento del empleo

Por término medio, se necesitan entre 0.5 y 1.5 horas/hombre para producir una tonelada de acero, dependiendo de la eficiencia y la automatización de la planta de acero. Teniendo en cuenta este rango, una planta de acero de 770,000 toneladas podría producir entre 200 y 600 empleos equivalentes a tiempo completo, un rango coherente con las estimaciones de las microfábricas estadounidenses de reciente construcción (que, escaladas a una capacidad de producción de acero de 770,000 toneladas, producirían una media de unos 400 empleos permanentes). Los salarios anuales declarados para puestos de manufactura de microfábricas de acero oscilan entre 60,000 y 140,000 dólares, más beneficios, siendo más elevados en los puestos técnicos. Las minifábricas de acero de 400-600 mil toneladas que se están desarrollando actualmente en Arkansas y Carolina del Norte generan entre 500 y 600 puestos de trabajo en la construcción, lo que a escala de un centro de 770,000 toneladas podría proporcionar hasta 900 empleos a corto plazo en la construcción. Además, un centro de este tipo generaría miles de puestos de trabajo indirectos para cubrir las necesidades del centro, como los empleos relacionados con la energía solar y la instalación de baterías.

Equidad de ubicación

Las plantas de acero emiten materiales finos y gases que pueden tener efectos nocivos para la salud, como partículas, plomo, óxidos nitrosos (NO₂) y óxidos de azufre (SO_x), aunque existen técnicas que las plantas de acero pueden utilizar para atrapar la materia y minimizar las emisiones. Cualquier planta que se desarrolle en el parque de gestión del carbono deberá presentar un informe de impacto ambiental y someterse a una revisión previa al desarrollo y a una supervisión operativa para garantizar que el impacto de las emisiones se mantiene dentro de las normas de seguridad federales y estatales.

Las plantas de acero también son ruidosas, y la mayoría de los equipos de trabajo emiten ruidos a niveles que exigen protección auditiva para los trabajadores. Es posible diseñar las plantas de acero de forma que los niveles de ruido sean difusos para minimizar la contaminación acústica en las inmediaciones. Una planta de acero de Nueva Zelanda integró varias soluciones para minimizar el ruido en sus instalaciones, y midió unos niveles de ruido a unos 0.75 millas de las instalaciones de ~45 decibelios, un nivel sonoro típico de un barrio urbano.

Necesidades de agua

Las plantas de acero necesitan grandes volúmenes de agua para funcionar, principalmente para refrigeración, pero también para desincrustar los equipos, limpiar el polvo y otros procesos. Alrededor del 90 % del agua puede tratarse y reutilizarse o devolverse a la fuente, y el agua que se utiliza para refrigeración nunca llega a entrar en contacto con el material o los equipos. Se ha utilizado agua de mar para este fin; es posible que las aguas grises (recuperadas) puedan utilizarse de forma similar, minimizando el impacto sobre las fuentes locales de agua dulce. Si el agua se recircula dentro de la planta de acero para minimizar los residuos, es necesario enfriarla y desalinizarla entre usos. Si se integrara una red térmica en un parque de gestión del carbono, el calor residual en forma de agua caliente de proceso de la planta de acero podría suministrar energía térmica a otras industrias ubicadas en el mismo lugar. Por término medio, las plantas de acero que utilizan hornos de arco eléctrico requieren una entrada de agua de 7,400 galones de agua por tonelada métrica de acero producida, pero vierten 7,000 galones de agua, lo que supone una necesidad neta de agua de unos 400 galones por tonelada métrica de acero.

Emisiones, subproductos y residuos

En el horno de arco eléctrico (la fase de fabricación del acero), la chatarra se "carga", o se combina con DRI, arrabio (procedente de plantas de acero integradas) o piedra caliza, para añadir o eliminar impurezas en el acero que controlan sus propiedades (como la resistencia y la ductilidad). Los elementos que se separan del acero forman una escoria rica en óxidos metálicos y pequeñas cantidades de CO₂ (insuficientes para ser capturadas económicamente) y otras emisiones de gases o partículas finas. La escoria es un subproducto residual que normalmente puede utilizarse en otros procesos industriales y, por lo tanto, plantea poco riesgo medioambiental.

Las emisiones de partículas emitidas por el horno de arco eléctrico (y, en menor medida, por otras fases del proceso de fabricación del acero) incluyen partículas compuestas de hierro y óxidos de hierro y, en función de la composición del hierro de origen, también podrían incluir metales pesados como zinc, cromo, níquel, plomo y cadmio. Contaminantes gaseosos como el NO_x CO y SO₂ también pueden emitirse. Estas emisiones pueden capturarse y depurarse de los flujos de escape de las instalaciones, para mantener las emisiones de las instalaciones por debajo de los límites regulados. Sin embargo, el mantenimiento y la supervisión periódica de las instalaciones son fundamentales para evitar las emisiones fugitivas.

Permisos reglamentarios:: Cuando se ubiquen en el condado de Kern, California, todos los proyectos se estudiarán mediante un proceso público y los impactos medioambientales serán revisados y mitigaran de acuerdo con la Ley de Calidad Ambiental de California (CEQA).

Costo operativo

Para comparar los costos de las distintas industrias de gestión del carbono, se utiliza un modelo de "evaluación de los costos durante la vida útil" (ECV). El ECV es el costo total por tonelada métrica de CO₂ resultante del costo de construcción de la instalación (costos de capital), el costo de mantenimiento y mano de obra (costos operativos), y el costo de la energía (calor + electricidad), a lo largo de la vida útil de la planta. Sin embargo, para una microfábrica de acero, el costo de la captura de carbono es un añadido comparativamente pequeño al costo de construcción de la fábrica. Para simplificar, evaluamos por separado los costos de creación de la fábrica y los de captura de carbono de la fábrica. Una microfábrica de acero que utiliza chatarra y energía limpia (0 toneladas de CO₂ por tonelada de acero) costaría entre $ 398 y 848 por tonelada de acero producida. Una chatarrería que utilizara la oxicombustión como fuente de energía costaría entre $ 407 y 903 por tonelada de acero producida, y el coste de las emisiones de CO₂ sería de ~$ 68-112 por tonelada de CO₂. Una planta que utilizara hierro reducido directamente (DRI) con captura de carbono en el punto de origen y oxicombustión costaría entre $ 532 y 974 por tonelada de acero producida, y el costo de las emisiones de CO₂ sería de $ 38-112 por tonelada de CO₂.

Para una microfábrica de acero de 770,000 toneladas que podría capturar hasta 1 millón de toneladas de CO₂ al año:

• El costo de construcción oscilaría entre $ 460 y 1090 millones. A lo largo de la vida útil de la planta de acero, los costos de capital serían de ~$ 88-125 por tonelada de acero producida.
• Los costos fijos de operación (mano de obra, mantenimiento y otros gastos fijos) oscilarían entre $ 77 y 116 por tonelada de acero producida. El costo de las materias primas depende de si el hierro se obtiene principalmente de la chatarra ($ 192-557 por tonelada de chatarra) o de los gránulos de hierro para producir DRI ($ 81-154 por tonelada de hierro).
• Los costos energéticos también dependen del material utilizado. Los costos de la energía solar para una planta de chatarra-EAF son de $ 41-50/tonelada de acero, los del gas natural para una planta de chatarra-EAF son de $ 40-88/tonelada de acero y los del gas natural para una planta de DRI-EAF son de $ 211-461/tonelada de acero.
• La adición de la captura de carbono mediante oxicombustión en una planta de acero de chatarra alimentada con gas natural (o gas de síntesis o GNR) supondría entre $ 10 y 17 por tonelada de acero. La adición tanto de la captura de carbono por oxicombustión como de la captura de carbono en fuentes puntuales en un centro de DRI-EAF costaría entre $ 75 y 118/tonelada de acero.

Posibles fuentes de ingresos

Existen 3 fuentes potenciales de ingresos para la producción de acero:

• Venta de acero: El precio actual del acero en Estados Unidos es de $ 1249-1719 por tonelada, según el tipo de producto siderúrgico acabado, aunque este precio ha aumentado considerablemente desde 2020 debido a la inflación mundial y a los problemas de la cadena de suministro relacionados con la pandemia de Covid-19.
• Incentivos federales + estatales: El incentivo federal 45Q ofrece un beneficio fiscal para las emisiones de CO₂ distintos de la captura directa en aire (DAC) de $ 85 por tonelada almacenada. Otra posibilidad, analizada más a fondo en el informe descargable, es sustituir el gas natural por hidrógeno como combustible de fábrica y agente reductor del hierro. Un crédito fiscal federal para la producción de hidrógeno con emisiones próximas a cero podría hacer que la tecnología ecológica del hidrógeno-acero fuera competitiva en costos con otros planteamientos, aunque esta técnica se encuentra aún en las primeras fases de desarrollo. Por último, tanto el gobierno federal como el de California han promulgado incentivos "Buy Clean", que obligan a los contratos de construcción federales y estatales a comprar materiales de construcción bajos en carbono, lo que aumenta la competitividad de estos productos de acero más caros.
• Mercados privados: Las empresas privadas han comprado almacenamiento de carbono a precios de entre $ 600 y 1,000 por tonelada de CO₂ para los tipos de almacenamiento más seguros desde el punto de vista medioambiental.

De los dos tipos de incentivos de créditos de carbono, las instalaciones deben elegir entre los incentivos federales + estatales y los mercados privados, la misma tonelada de carbono capturada no puede optar a ambas fuentes de ingresos.

Desarrollo de la industria

• Fase de desarrollo: comercial inicial
• Instalaciones existentes en todo el mundo: 16
• Instalaciones en desarrollo en todo el mundo: 50

Necesidades energéticas

La energía necesaria para alimentar un centro BiCRS/BECCS que capture 1 millón de toneladas métricas de CO₂ anual suele ser menor que la producción total de energía, lo que significa que a medida que los centros generan energía en forma de electricidad o combustibles sintéticos para los consumidores, pueden utilizar parte de la energía que generan para alimentar sus propias operaciones.

BiCRS/BECCS es capaz de generar unos 0.83 MWh de energía por cada tonelada métrica de CO₂ capturada. Las estimaciones son aproximadas, ya que muchos proyectos de bioenergía sólo informan de su producción energética, no de la energía total generada ni de la cantidad utilizada para mantener sus reacciones de pirólisis o gasificación.

Debido a las altas temperaturas necesarias para la pirólisis o la gasificación, las instalaciones generalmente requieren una fuente de energía para calentarse. En el caso de BiCRS/BECCS, esta energía suele proceder de la propia biomasa, que contiene energía, o de los combustibles (gas de síntesis, hidrógeno u otros productos) que se producen en el sitio al descomponer la biomasa. Dependiendo del modelo, algunos pirolizadores necesitan combustible externo para iniciar el proceso, que se puede suministrarde fuentes renovables como el hidrógeno verde o el gas natural renovable (GNR).

Huella

Las instalaciones de BiCRS/BECCS suelen ocupar un espacio relativamente reducido, con 1 o 3 edificios grandes (de tres o más pisos de altura, para albergar el equipo del reactor), espacio para almacenar la biomasa antes de su procesamiento (puede ser en el interior, al aire libre o una combinación de ambos) y espacio para almacenar los subproductos que deban eliminarse o venderse. El elemento más alto suele ser una chimenea o una antorcha de gas, que pueden alcanzar los 100 pies de altura. Las estimaciones de la huella in situ de las instalaciones de BiCRS/BECCS han ido disminuyendo en la última década, y las instalaciones de pirólisis y gasificación son notablemente más pequeñas que las plantas de bioenergía.

Los principales requisitos de uso del suelo para un centro BiCRS/BECCS están dominados por el terreno requerido a generar biomasa. Dado que la mayoría de los centros esperan utilizar biomasa residuos, restos de operaciones agrícolas o forestales, esto no debería contribuir a la huella del terreno en el sitio.

Potencial de crecimiento del empleo

Potencial de crecimiento del empleoUn centro BiCRS/BECCS que capture 1 millón de toneladas métricas de CO₂ al año podría generar entre 45 y 150 puestos de empleos permanentes en las áreas de operaciones y mantenimiento, que requerirían principalmente habilidades que son transferibles de otras industrias de empleos de reparación y mantenimiento industrial. Las estimaciones pueden variar dependiendo en función de los procesos específicos de cada centro.

Una nueva instalación de BiCRS/BECCS también generaría entre 1,000 y 4,000 empleos de construcción e instalacion en la región, así como empleos indirectos, como trabajos de instalación solar para cubrir las necesidades energéticas del centro.

Equidad de ubicación

Los niveles de ruido de las instalaciones de procesamiento de BiCRS/BECCS son relativamente bajos, ya que los equipos utilizados para los pirolizadores y gasificadores estan alojados dentro de edificios que pueden reducir la distribución del ruido. Los equipos al aire libre que pueden causar ruido incluyen cintas transportadoras y ventiladores en movimiento, que no son más ruidosos que los típicos equipos agrícolas. Una planificación cuidadosa del sitio puede reducir aún más la distribución del ruido de los equipos.

Un centro BiCRS/BECCS requiere importantes aportaciones diarias de materia prima: si la biomasa no se suministra por ferrocarril, aumentaría el tráfico local. CO₂ en relación con la materia prima de biomasa es de aproximadamente 0.9-1.5, lo que significa que un centro que captura 1 millón de toneladas de CO₂ al año necesitaría entre 1,800 y 3,000 toneladas diarias de materia prima. Eso supone entre 90 y 150 camiones con remolque cada día. Además, dependiendo de dónde se ubique la instalación, los empleados podrían tener que desplazarse largas distancias.

Requerimientos de agua

Debido a la variedad de tipos de biomasa, temperatura, presión y otros factores que influyen en la descomposición de la biomasa en un centro BiCRS/BECCS, el uso de agua puede variar drásticamente. Para los procesos que mejoran los transformación de productos gaseosos en combustibles sintéticos combustible de hidrógeno, el uso de agua suele aumentar para ayudar a purificar la corriente de gas y generar los combustibles alternativos deseados. En algunos otros procesos, las instalaciones han descubierto que pueden producir un exceso de agua que puede utilizarse directamente para el riego u otros fines. Un ejemplo es la combustión de oxicombustible, un proceso que quema el gas de síntesis derivado de la pirólisis (u otras formas de metano) en un ambiente controlado en presencia de oxígeno, de forma que los subproductos son sólo una corriente pura de CO₂ y agua, así como algo de electricidad. Un centro de este tipo podría desarrollarse conjuntamente con un centro BiCRS/BECCS con el único propósito de capturar CO₂ de la biomasa, o podría utilizarse para generar calor o electricidad para industrias ubicadas en el mismo lugar, como la siderúrgica o la L-DAC.

Emisiones, subproductos y residuos

Se espera que las instalaciones BiCRS/BECCS produzcan pocas emisiones en el sitio que puedan ser peligrosas para el medio ambiente o la salud humana. Las instalaciones BiCRS/BECCS emiten partículas, así como NO_x monóxido de carbono (CO) y compuestos orgánicos volátiles (COV). Sin embargo, estas emisiones pueden ser hasta un 95-99 % inferiores a las que se producirían si en su lugar se quemara la biomasa, como es típico en la limpieza de residuos forestales y agrícolas. Además, las emisiones de pirólisis y gasificación son mucho menores que las de las plantas de bioenergía o de conversión de residuos en energía, donde también se quema biomasa. En cualquier caso, es muy importante monitorear estas emisiones para mitigar la contaminación para los residentes locales.

No debería generarse una cantidad significativa de materiales peligrosos en los centros de BiCRS/BECCS, pero cualquier subproducto deberá eliminarse adecuadamente. Los residuos sólidos, como la materia orgánica gastada o los catalizadores, deberán depositarse en vertederos. Se pueden vender algunos otros productos: cenizas como fertilizante y biocarbón como enmienda de la tierra, aditivo de composta o catalizador químico.

Permisos reglamentarios: Cuando se ubiquen en el condado de Kern, California, todos los proyectos se estudiarán mediante un proceso público y los impactos medioambientales serán revisados y mitigaran de acuerdo con la Ley de Calidad Ambiental de California (CEQA).

Costo de operación

Para comparar los costos a través de las industrias de gestión del carbono, se utiliza un modelo de "evaluación de los costos durante la vida útil" (ECV). El ECV es el costo total por tonelada métrica de CO₂ resultante del costo de construcción del centro (costos de capital), el costo de mantenimiento y mano de obra (costos operativos), y el costo de la energía (calor + electricidad), a lo largo de la vida útil de la planta. Para un centro con promedio de BiCRS/BECCS que capture 1 millón de toneladas de CO₂ por año:

• El costo de construcción oscilaría entre $ 350 y 1,200 millones. Si funcionara durante 30 años, los costos de capital a lo largo de la vida útil del centro serían de ~$ 30-189 por tonelada de CO₂.
• Los costos anuales de operación están dominados por el costo de la materia prima de biomasa, que oscila entre $ 20 y 60. Los costos fijos de operativos(principalmente el personal y mantenimiento de rutina) suelen ser entre el 2 % y el 6 % de los costos de capital, es decir, entre $ 1 y 11. Los costos operativos variables de operación, que incluyen las materias primas distintas de la biomasa, la eliminación de residuos y el mantenimiento imprevisto, oscilan entre $ 10 y 27 por tonelada de CO₂.
• Los costos de energía son insignificantes.

Fuentes potenticales de ingresos

Hay 4 fuentes potenciales de ingresos para BiCRS/BECCS:

• Vender energía: El objetivo de los proyectos BECCS es maximizar la producción de energía de la conversión de biomasa y vender una variedad de productos incluyendo electricidad, etanol y combustibles sintéticos, que podrían sustituir con bajas emisiones de carbono a sectores difíciles de electrificar, como el transporte marítimo y la aviación. Un producto notable de BiCRS es el hidrógeno gaseoso (H₂), que, además de CO₂ se genera a través de la gasificación. Esto se puede vender con fines de lucro como combustible o materia prima química, y se explica con más detalle en la sección Producción de hidrógeno, Biomasa.
• Venta de subproductos: La pirólisis de la biomasa (y a veces la gasificación) genera biocarbón sólido, que puede venderse como enmienda para el suelo, aditivo para compost o catalizador químico.
• Incentivos federales y estatales: El incentivo federal 45Q proporciona un beneficio fiscal para la captura y el almacenamiento de CO₂ de $ 85 por tonelada almacenada permanentemente para procesos de captura distintos de la captura directa en aire (DAC). El estándar de combustibles bajos en carbono (LCFS) de California acredita las tecnologías que reducen las emisiones de gases de efecto invernadero derivadas del transporte, y puede proporcionar créditos a los fabricantes de combustibles alternativos bajos en carbono o a los centros que suministran electricidad baja en carbono para los usuarios del transporte. Entre 2018 y 2022, el crédito LCFS ha oscilado entre $ 62 y 218.
• Mercados privados: Las empresas privadas han comprado almacenamiento de carbono a precios de entre $ 600 y 1,000 por tonelada de CO₂ para los tipos de almacenamiento más seguros para el medioambiente.

De estos dos tipos de incentivos de créditos de carbono, las instalaciones deben elegir entre los incentivos federales + estatales y los mercados privados, la misma tonelada de carbono capturada no es elegible para ambas fuentes de ingresos.

Desarrollo de la industria

• Etapa de desarrollo: inicial
• Centros existentes en todo el mundo: 0
• Centros en desarrollo a mnivel mundial: 4

Requerimientos de Energía

Un centro de gasificación de biomasa que produce 1 millón de toneladas de CO₂ para su captura puede producir unas 70,000 toneladas de hidrógeno si se alimenta totalmente a través de una fuente de energía externa. Para que un centro sea autosuficiente (es decir, que no necesite ningún aporte energético externo), se necesita alrededor de el 30 % del gas de síntesis producido en la fase de gasificación de la producción de hidrógeno. En este caso, por cada millón de toneladas de CO₂ producido, sólo se producen unas 50,000 toneladas de hidrógeno. El hecho y el grado de utilización del gas de síntesis producido o de fuentes de energía externas depende del costo relativo de las fuentes de energía disponibles y del valor de mercado del hidrógeno verde.

La mayor parte de la energía necesaria para la producción de hidrógeno de biomasa se utilizan para alcanzar el calor y la presión necesarios para gasificar la materia prima orgánica. La cantidad exacta de energía térmica necesaria es difícil de determinar, ya que el proceso aún es relativamente nuevo. Además, como la mayoría de las instalaciones cubren esta necesidad energética con su propio suministro de gas de síntesis, a menudo no se informa de ella. Independientemente de la escala de los requisitos de energía térmica, si se utilizara energía solar, sería necesario combinarla con baterías de calor, lo que probablemente la haría antieconómico en comparación con la utilización de una parte del gas de síntesis. En cuanto a la demanda de electricidad, la mayoría de las instalaciones se conectan a la red o instalan sus propios paneles solares para satisfacer cualquier demanda eléctrica. Para un centro que capture 1 millón de toneladas métricas de CO₂ la capacidad solar estimada sería de 135 MW, ocupando ~945 acres.

Huella

Un centro de gasificación de biomasa suele ser bastante pequeña y puede ser contenida en sólo unos pocos edificios, con una antorcha de gas en el sitio y estanques de evaporación para manejar cualquier residuo. Las estimaciones de la huella de los centros basados en la biomasa han ido disminuyendo en la última década. Las necesidades primarias de uso del terreno están dominadas por la tierra necesaria para generar biomasa y energía renovable para apoyar la producción de hidrógeno. Dado que muchas instalaciones pretenden utilizar biomasa residual o sobrante de operaciones agrícolas o forestales, esto no debería contribuir a la huella de terreno en el sitio y no se incluyen en esta estimación.

Potencial de crecimiento del empleo

Un centro de producción de hidrógeno a partir de biomasa que captura 1 millón de toneladas métricas de CO₂ al año podría generar entre 45 y 150 puestos de trabajo permanentes en las tareas de operación y mantenimiento, que requieren habilidades que son transferibles de otros sectores industriales de reparación y mantenimiento.

Al igual que otras tecnologías BiCRS/BECCS, una nueva planta de producción de hidrógeno a partir de biomasa también generaría en la región entre 1,000 y 4,000 puestos de trabajo en la construcción y la instalación, así como empleos indirectos, como la instalación de paneles solares y baterías para cubrir las necesidades energéticas de la planta.

Equidad de ubicación

Al igual que en otros centros de BiCRS, los niveles de ruido de la producción de hidrógeno a partir de biomasa son relativamente bajos. Los principales componentes del ruido son las cintas transportadoras y los ventiladores del gasificador. El gasificador se aloja en el interior de un edificio, lo que amortigua el ruido, de modo que el ruido ambiental del exterior no se ve afectado. El diseño para mitigar la exposición acústica de los trabajadores con materiales absorbentes y la obligación de que lleven protección auditiva en el lugar de trabajo pueden reducir aún más el impacto acústico. El impacto del ruido en las comunidades locales dependerá de la distancia a las zonas urbanas, ya que el sonido se difunde rápidamente con la distancia.

Dependiendo de dónde se ubique un centro de hidrógeno de biomasa, el tráfico local podría aumentar debido a la necesidad de proporcionar materia prima y puestos de trabajo nuevos, y esos empleados podrían tener que hacer largos desplazamientos. Al igual que otros centros de BiCRS, la producción de hidrógeno a partir de biomasa requiere una cantidad significativa de materia prima suministrada diariamente. Para un centro que capture 1 millón de toneladas de CO₂ al año, se necesitan alrededor de 1,800 toneladas diarias de materia prima (unos 90 camiones con remolque). La carga de tráfico añadida podría reducirse si las materias primas se suministraran por ferrocarril.

Necesidades de agua

Aunque los investigadores están trabajando para reducir los requisitos de agua necesarios para la producción de hidrógeno mediante la gasificación de biomasa, actualmente, el agua se utiliza para llevar a cabo la reacción de cambio agua-gas para generar hidrógeno y CO₂ a partir del CO producido durante la fase de gasificación, y para purificar los productos gaseosos. Algunas formas de gasificación utilizan vapor o agua supercrítica también, lo que puede aumentar la demanda total de agua. Los centros más conservadoras utilizan cantidades aproximadamente iguales de biomasa y agua en su proceso. En la actualidad se está investigando la posibilidad de utilizar aguas residuales u otras aguas regeneradas en el proceso de gasificación para minimizar el impacto sobre los recursos de agua dulce. Si se utiliza para purificar gas, el agua suele almacenarse en estanques de evaporación en el sitio, y, con el equipo adecuado, podría tratarse para su reutilización.

Emisiones, subproductos y residuos

Los centros de producción de hidrógeno a partir de biomasa se basan en la gasificación, por lo que generan una pequeña cantidad de diversos contaminantes atmosféricos, incluyendo partículas, NO_x monóxido de carbono (CO) y compuestos orgánicos volátiles (COV). La concentración de estos contaminantes en las emisiones del proceso es hasta un 95-99 % inferior a la que se emite a través de la combustión de biomasa que se produce durante la quema de cultivos o en las centrales eléctricas bioenergéticas tradicionales.

No debería generarse una cantidad significativa de materiales peligrosos en las instalaciones de producción de hidrógeno a partir de biomasa. Los estanques de evaporación gestionan el vertido de aguas residuales, la mayoría de los subproductos (como las cenizas) pueden venderse; los elementos que se reemplazan con menos frecuencia, como el catalizador usado, pueden depositarse en vertederos o ser reciclados por el fabricante, dependiendo del material.

Permisos reglamentarios: Cuando se ubiquen en el condado de Kern, California, todos los proyectos se estudiarán mediante un proceso público y los impactos medioambientales serán revisados y mitigaran de acuerdo con la Ley de Calidad Ambiental de California (CEQA).

Costo de operación

Para comparar los costos a través de las industrias de gestión del carbono, se utiliza un modelo de "evaluación de los costos durante la vida útil" (ECV). El ECV es el costo total por tonelada métrica de CO₂ resultante del costo de construcción de la instalación (costos de capital), el costo de mantenimiento y mano de obra (costos operativos), y el costo de la energía (calor + electricidad), a lo largo de la vida útil de la planta. Un centro de producción de hidrógeno a partir de biomasa que produce 1 millón de toneladas de CO₂ tendría un costo nivelado de entre $ 2.50 y 3.60 por kilogramo de hidrógeno producido, lo que se traduce en un rango estimado de entre $ 125 y 257 por tonelada métrica de CO₂ capturado. Con el aumento de la capacidad de las centrales, los costos del CO₂ podrían reducirse hasta en un 50 %, pero el potencial de capacidad de un centro de biomasa de hidrógeno se ve limitada por la materia prima de biomasa disponible en la región.

Para un centro media de producción de hidrógeno a partir de biomasa que capture 1 millón de toneladas de CO₂ al año:

• El costo de construcción sería de entre $ 278 y 328 millones. Si funcionara durante 30 años, los costos de capital a lo largo de la vida útil de la instalación serían de unos $ 24-52 por tonelada de CO₂.
• Los costos operativos oscilarían entre $ 60 y 101 millones. La materia prima representa la mayor parte de este costo, con unos $ 44 millones anuales. Las siguientes grandes categorías de costos provienen de los gastos en productos químicos, materiales y servicios públicos, mientras que la mano de obra, el mantenimiento y el tratamiento de residuos representan una pequeña parte de los gastos de operación.
• Los costos energéticos son variables. Las centrales autosuficientes, es decir, que pueden satisfacer sus propias necesidades energéticas, son las más caras de construir, pero tienen los costos operativos más bajos. Las centrales que reciben una parte o la totalidad de su energía de fuentes externas suelen ser más baratas de construir, pero más caras de operar y mantener.

Fuentes potenciales de ingresos

Hay 4 fuentes potenciales de ingresos para la producción de hidrógeno a partir de biomasa:

• Vendiendo hidrógeno: La gasificación de la biomasa genera hidrógeno gaseoso (H₂), además de CO₂. Este hidrógeno puede venderse como combustible o materia prima química. En la actualidad, el hidrógeno generado a partir de la gasificación de biomasa no es competitivo con las formas de producción de hidrógeno que emiten carbono, como el hidrógeno gris o azul, que cuestan entre $ 1 y 2 por kilogramo (véase el informe para más detalles). Sin embargo, la venta de subproductos y los incentivos financieros añadidos para la captura de carbono pueden contribuir a hacer de la gasificación de la biomasa una ruta viable de bajas emisiones de carbono para la producción de hidrógeno.
• Venta de subproductos: La gasificación de la biomasa también genera subproductos, como las cenizas, que pueden recogerse del gasificador y venderse como fertilizante.
• Incentivos federales + estatales: El incentivo federal 45Q proporciona un beneficio fiscal para los procesos de captura y almacenamiento de CO₂ distintos de la captura directa en aire (DAC) de $ 85 por tonelada almacenada. Se espera que un incentivo federal específico para el hidrógeno establecido por la Ley de Reducción de la Inflación en 2022, la Sección 45V, otorgue un crédito fiscal de $ 3/kg de hidrógeno para un proceso de producción de hidrógeno con emisiones próximas a cero, pero el Departamento del Tesoro aún está estableciendo las reglas para elegibilidad. Los productores pueden elegir entre los créditos fiscales 45Q y 45V, pero no pueden recibir ambos. Estandar de combustibles bajos en carbono (LCFS) de California: acredita las tecnologías que reducen las emisiones de gases de efecto invernadero derivadas del transporte. El hidrógeno es un combustible alternativo elegible si se vende para el transporte en California. Entre 2018 y 2022, el crédito LCFS ha oscilado entre $ 62 y 218.
• Mercados privados: Las empresas privadas han comprado almacenamiento de carbono a precios de entre $ 600 y 1,000 por tonelada de CO₂ para los tipos de almacenamiento más seguros desde el punto de vista medioambiental.

De estos dos tipos de incentivos de créditos de carbono, las instalaciones deben elegir entre los incentivos federales + estatales y los mercados privados, la misma tonelada de carbono capturada no es elegible para ambas fuentes de ingresos.