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May 18, 2023

La fabricación de hidrógeno para refrigeración en la planta nuclear Nine Mile Point de Nueva York tiene sentido

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En febrero, la central nuclear Nine Mile Point en el estado de Nueva York comenzó a producir su propio hidrógeno. Normalmente, este sería el punto en el que haría los cálculos y explicaría por qué es una idea terrible, pero en este caso lo hicieron bien.

Entonces, ¿qué están haciendo y por qué?

Los reactores de Nine Mile Point operados por Constellation Energy son reactores de agua en ebullición (BWR), no los reactores de agua a presión (PWR) más comunes en la flota estadounidense. Hay uno muy antiguo y más pequeño que produjo 644 MW, que se puso en línea en 1969 y está programado para su desmantelamiento en 2029. Luego hay uno más grande, de 1375 MW, que entró en línea en 1988 y está programado para su desmantelamiento en 2046. Eso que tengan unos 60 años cuando se jubilen, que es lo máximo que se quiere para hacer funcionar un reactor nuclear. Curiosamente, en realidad hay una planta de energía nuclear de 813 MW de propiedad y operación completamente diferente en el mismo sitio que cojea junto con subsidios y similares después de que fue rescatada de la muerte fiscal hace unos años.

Los reactores de Nine Mile Point utilizan hidrógeno como refrigerante en su proceso, unos 560 kg al día. Eso podría ser cierto para todos los BWR, o podría no serlo. También podría ser cierto para los PWR. No estoy lo suficientemente cerca de la tecnología para saberlo. Independientemente, es cierto para los dos reactores en cuestión.

Indudablemente, era hidrógeno gris hecho a partir de gas natural, a unos 10 kg CO2e de la fuga de metano aguas arriba y del proceso de reformado con vapor del gas natural. Estaba siendo transportado en camiones, sin duda en tanques muy grandes, presurizados y pesados ​​a probablemente $ 11 USD por kg.

Eso es aproximadamente $ 6200 por día para el hidrógeno entregado, o alrededor de $ 2,3 millones por año. Las emisiones anuales de CO2e estuvieron en el rango de 2000 toneladas métricas, lo cual es suficiente para preocuparse.

En algún momento, Constellation y el Departamento de Energía se juntaron y dijeron, hagamos algo al respecto. El DOE aportó $ 5,8 millones, Constellation aportó otros $ 8,7 para completar el costo de $ 14,5 millones e instalaron un electrolizador relativamente pequeño en el sitio. Consume 1,25 MW o alrededor del 0,06% de la generación de electricidad diaria de 2 GW de la instalación cuando ambos reactores están en funcionamiento. Esto se entiende mejor como otro consumo de energía auxiliar en la instalación, como hacer funcionar las bombas, el equipo de monitoreo, el equipo de administración de electricidad y similares. Es un sorteo adicional muy pequeño de la electricidad producida. Todas las centrales eléctricas tienen consumo de energía auxiliar, aunque las centrales térmicas las tienen mucho más grandes que las eólicas o solares por razones obvias. Esto está detrás del uso del medidor de electricidad generada localmente, por lo que es el costo básico de producción.

Los costos de operación y mantenimiento de los reactores nucleares de EE. UU., el costo de generación, son de alrededor de $38 por MWh. El electrolizador de 1,25 MW consume alrededor de 30 MWh por día, por lo que los costos están en el rango de $1200 con agua por día, o alrededor de $2,15 por kg ignorando la depreciación del costo de capital. Los precios de la electricidad al por mayor en el estado de Nueva York han estado rebotando alrededor de $40 por MWh, por lo que están perdiendo quizás $60 en ingresos por día, un error de redondeo.

Producir su propio hidrógeno con su propia electricidad les ahorra alrededor de $5,000 por día o $1.8 millones por año, y renuncia a alrededor de $60 en ingresos por día, o $22 mil por año. Eso significa que se trata de un retorno de ocho años sobre la inversión de $14,5 millones, que no es nada del otro mundo, pero la subvención clara y gratuita del DOE lo reduce a 4,5 años.

Eso significa que después de 2028, el hidrógeno simplemente evitará costos y aumentará la rentabilidad muy levemente. $ 1,8 millones más en el bote cada año son buenas noticias, aunque el reactor más pequeño se desmantelará el próximo año, por lo que la demanda de hidrógeno probablemente se reducirá en un tercio por día. Este hidrógeno producido con electricidad baja en carbono también evita alrededor de 2,000 toneladas de CO2e por año, lo que también es una buena victoria.

Este es un buen caso de uso de hidrógeno nuclear. Tiene sentido producir hidrógeno en el punto de demanda utilizando electricidad baja en carbono en lugar de transportar hidrógeno con alto contenido de carbono. Este es un buen ejemplo de la economía del hidrógeno del futuro, es decir, el reemplazo del hidrógeno gris y negro utilizado en procesos industriales con hidrógeno electrolizado en el punto de demanda con electrolizadores de escala adecuada que utilizan electricidad firme y baja en carbono.

¿Significa que tiene sentido usar energía nuclear para producir hidrógeno en el sitio para enviarlo a otros lugares? No, en absoluto. La fabricación del hidrógeno gris cuesta de $0,70 a $1,60 por kg y, sin embargo, el hidrógeno entregado por camión en los EE. UU. cuesta $11 por kg a granel. El hidrógeno es muy caro de almacenar, comprimir y distribuir. Le encanta filtrar, por lo que cada paso del camino agrega complejidad y desafíos. Debido a que el hidrógeno es denso en energía por masa pero muy difuso por volumen, tiene que ser comprimido masivamente, o incluso licuado a -253° Celsius.

La compresión para almacenamiento y distribución libera mucho calor, lo que requiere enfriamiento en varias etapas, lo que cuesta dinero. La licuefacción utiliza alrededor de un tercio de la energía incorporada en el hidrógeno licuado. Enviarlo por mar, ya que es un reemplazo promocionado para GNL, significaría al menos cinco veces el costo por unidad de energía entregada. Las tuberías inexistentes para el hidrógeno requerirían tres veces más energía para la compresión que las tuberías de gas natural, lo que agregaría miles de millones a los costos. Y los reactores nucleares no están en puertos de GNL que podrían convertirse en puertos de hidrógeno y no tienen tuberías que lleguen a la instalación. Muchos más costos, más pasos en la distribución.

La descompresión por uso tiene un problema inverso, en que cuando descomprimes el gas se enfría, mucho más. Tienes que calentarlo, y hazlo con cuidado, ya que el hidrógeno es un gas al que le encanta quemarse en presencia de oxígeno. Se encenderá en un rango mucho mayor de proporciones de oxígeno que el gas natural, 4%-75% en comparación con 5%-15%, y se enciende con una temperatura de chispa mucho más baja. Como resultado, las boquillas de hidrógeno se congelan en los autos con celdas de combustible todo el tiempo, y los tontos... er... los innovadores con vehículos con celdas de combustible tienen mucha guía práctica en la web sobre qué hacer y qué no hacer. (No: vierta agua sobre él, use un encendedor sobre él, use un calentador eléctrico sobre él, lo sacuda, lo fuerce, ponga su piel desnuda en la boquilla o el metal del automóvil cerca de la boquilla. Sí: espere varios minutos e intenta de nuevo.)

Todo esto es técnicamente viable y se hace todos los días, es complejo y costoso, por lo que solo se hace donde es absolutamente esencial.

Una planta de electrólisis más grande en una instalación nuclear tendría una cantidad mucho mayor de componentes como resultado de lo anterior. Los costos de producción de $ 2,15 por kg no necesariamente aumentarían, pero una planta de electrólisis industrial a gran escala es una gran operación con costos de capital mucho más altos que los $ 14,5 millones para el electrolizador de 1,25 MW que era adecuado para hidrógeno para el enfriamiento de la planta. El período de recuperación sería mucho más largo.

Proyección de demanda de hidrógeno hasta 2100 por autor

¿Y qué consumidores industriales de hidrógeno están lo suficientemente cerca de las plantas de energía nuclear para que valga la pena? Los mayores consumidores de hidrógeno en la actualidad son las refinerías de combustibles fósiles, alrededor de 50 millones de toneladas anuales. Lo utilizan principalmente para desulfurar el petróleo crudo. Las plantas nucleares generalmente no se construyen al lado de las refinerías de petróleo y, a medida que llegue la demanda máxima de petróleo, probablemente en la segunda mitad de esta década, el crudo con alto contenido de azufre será el primero en salir del mercado, ya que hay mucho crudo disponible con bajo contenido de azufre. más barato de refinar.

El siguiente centro de demanda más grande es la producción de fertilizantes, alrededor de 30 millones de toneladas anuales. Una vez más, no suele estar al lado de las plantas nucleares. Después de eso, los volúmenes están disminuyendo y, una vez más, no suelen estar cerca de plantas nucleares que se construyeron para transmitir electricidad a decenas o cientos de millas a centros de demanda en sistemas de distribución de transmisión de electricidad mucho más baratos.

Y ese $11 por kg entregado, o quizás $6-8 por kg en volúmenes mucho mayores, valora el hidrógeno fuera del mercado de hidrógeno para energía. En mi proyección, solo el acero es un mercado en crecimiento para la demanda de hidrógeno, y eso no es tan grande como muchos proyectos, ya que desecharemos cosas como los 3 millones de millas de tuberías de combustible fósil solo en los EE. acero nuevo mucho más en el futuro.

La construcción de una nueva planta de energía nuclear junto con una nueva instalación de hidrógeno industrial multiplica los riesgos de las dos construcciones técnicas y es poco probable que se eliminen cuando se aplican las contingencias. Eso no impide que los tipos superpuestos nuclear y de hidrógeno para energía aboguen por la combinación.

Como recordatorio, el profesor de Oxford y la escuela de TI de Copenhague, experto en megaproyectos consultado a nivel mundial y autor de How Big Things Get Done El trabajo de Bent Flyvbjerg sobre megaproyectos encuentra que los proyectos de construcción de generación nuclear a escala normal tienen muchos riesgos de cola gorda, lo que significa que retroceden a la cola en lugar de la media, superando ampliamente el presupuesto con mucha más frecuencia que la eólica y la solar. En su base de datos de más de 16.000 megaproyectos, la construcción de energía nuclear ocupa el tercer lugar entre los peores, superado solo por los Juegos Olímpicos y los proyectos de almacenamiento nuclear. Mientras tanto, los proyectos solares, eólicos y de transmisión ocupan el primer, segundo y cuarto lugar en la parte superior de la lista de categorías de proyectos que se completan dentro del presupuesto. Como discutimos recientemente, es una muy buena noticia que tres de las cuatro tecnologías clave requeridas para descarbonizar la energía a nivel mundial sean de bajo riesgo.

Las plantas de electrolizadores apenas existen, por lo que, como primeras en su tipo, también son de alto riesgo. Y los reactores nucleares modulares pequeños también son los primeros en su tipo, no han sido probados económicamente y es poco probable que logren los beneficios de costo y cronograma que la comunidad nuclear espera, y si eso realmente ocurre, será en la década de 2040, no esta década o la próxima, por lo que demasiado tarde para ser un contribuyente significativo.

Lo que sí tiene sentido es descarbonizar la red, principalmente con nueva generación eólica y solar, agregar transmisión HVDC según sea necesario para distribuir la electricidad a bajo costo y agregar almacenamiento en la red como hidroeléctrica de circuito cerrado para salvar los puntos débiles restantes. Luego use la electricidad descarbonizada en electrolizadores diseñados y escalados apropiadamente en los puntos de consumo, por ejemplo, plantas de fabricación de fertilizantes de amoníaco. En la mayoría de los casos, el precio seguirá siendo más bajo que entregar hidrógeno en cualquier lugar.

En otras palabras, si bien el despliegue de la electrólisis del hidrógeno en la energía nuclear de Nine Mile Point es un buen ejemplo de lo que se debe hacer, no significa que el hidrógeno púrpura de la energía nuclear vaya a ser una parte importante de la descarbonización del hidrógeno, y ciertamente no es un camino para hidrógeno para energía.

es miembro de los consejos asesores de la startup de aviación eléctrica FLIMAX, estratega jefe de TFIE Strategy y cofundador de distnc technologies. Presenta el podcast Redefining Energy - Tech (https://shorturl.at/tuEF5), parte del galardonado equipo Redefining Energy. Pasa su tiempo proyectando escenarios para la descarbonización de 40 a 80 años en el futuro y ayudando a ejecutivos, juntas e inversores a elegir sabiamente hoy. Ya sea reabastecimiento de combustible para la aviación, almacenamiento en la red, vehículo a la red o demanda de hidrógeno, su trabajo se basa en los fundamentos de la física, la economía y la naturaleza humana, y está informado por los requisitos de descarbonización y las innovaciones de múltiples dominios. Sus posiciones de liderazgo en América del Norte, Asia y América Latina mejoraron su punto de vista global. Publica regularmente en múltiples medios sobre innovación, negocios, tecnología y política. Está disponible para la Junta, asesor de estrategia y compromisos para hablar.

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