Im Februar, Kernkraftwerk Nine Mile Point im US-Bundesstaat New York begann mit der Herstellung von eigenem Wasserstoff. Normalerweise würde ich an dieser Stelle nachrechnen und erklären, warum das eine schreckliche Idee ist, aber in diesem Fall haben sie es richtig gemacht.
Also, was tun sie und warum?
Die von Constellation Energy betriebenen Nine-Mile-Point-Reaktoren sind Siedewasserreaktoren (SWR), nicht die in der US-Flotte üblicheren Druckwasserreaktoren (PWR). Es gibt einen wirklich alten, kleineren, der 644 MW produzierte, der 1969 ans Netz ging und 2029 stillgelegt werden soll. Dann gibt es einen größeren, 1.375 MW, der 1988 ans Netz ging und 2046 stillgelegt werden soll. Das wird Machen Sie sie etwa 60 Jahre alt, wenn sie in Rente gehen, was das Maximum ist, das Sie für den Betrieb eines Kernreaktors wünschen. Interessanterweise gibt es am selben Standort tatsächlich ein 813-MW-Kernkraftwerk mit völlig anderen Eigentümern und Betreibern, das mit Subventionen und dergleichen hinkt, nachdem es vor ein paar Jahren vor dem steuerlichen Tod gerettet wurde.
Die Reaktoren von Nine Mile Point verwenden Wasserstoff als Kühlmittel in ihrem Prozess, etwa 560 kg pro Tag. Das kann für alle SWRs gelten, oder auch nicht. Es könnte auch für PWRs gelten. Ich bin nicht nah genug an der Technologie, um es zu wissen. Unabhängig davon gilt dies für die beiden fraglichen Reaktoren.
Es handelte sich zweifellos um grauen Wasserstoff, der aus Erdgas hergestellt wurde, bei etwa 10 kg CO2e aus vorgeschaltetem Methanaustritt und der Dampfreformierung des Erdgasprozesses. Es wurde per Lastwagen hereingefahren, zweifellos in sehr großen, unter Druck stehenden, schweren Tanks, wahrscheinlich 11 USD pro kg.
Das sind etwa 6.200 US-Dollar pro Tag für gelieferten Wasserstoff oder etwa 2,3 Millionen US-Dollar pro Jahr. Die jährlichen CO2e-Emissionen lagen im Bereich von 2.000 Tonnen, was besorgniserregend ist.
Irgendwann kamen Constellation und das Energieministerium zusammen und sagten, lasst uns etwas dagegen unternehmen. Das DOE steuerte 5,8 Millionen US-Dollar bei, Constellation steuerte weitere 8,7 US-Dollar bei, um die Kosten von 14,5 Millionen US-Dollar abzurunden, und sie errichteten auf dem Gelände einen relativ kleinen Elektrolyseur. Es verbraucht 1,25 MW oder etwa 0,06 % der täglichen Stromerzeugung der Anlage von 2 GW, wenn beide Reaktoren laufen. Dies ist am besten als eine weitere zusätzliche Leistungsaufnahme der Anlage zu verstehen, wie z. B. der Betrieb der Pumpen, der Überwachungsausrüstung, der Elektrizitätsverwaltungsausrüstung und dergleichen. Es ist eine sehr geringe zusätzliche Entnahme aus produziertem Strom. Alle Kraftwerke haben einen Hilfsstromverbrauch, obwohl thermische Kraftwerke aus offensichtlichen Gründen viel größere haben als Wind- oder Solarkraftwerke. Dies liegt hinter dem Zählerverbrauch des lokal erzeugten Stroms, also in den Grundkosten der Produktion.
Die Betriebs- und Wartungskosten von US-Kernreaktoren, die Erzeugungskosten, betragen etwa 38 $ pro MWh. Der 1,25-MW-Elektrolyseur zieht etwa 30 MWh pro Tag, sodass die Kosten im Bereich von 1.200 $ mit Wasser pro Tag oder etwa 2,15 $ pro kg liegen, wenn man die Abschreibung der Kapitalkosten außer Acht lässt. Die Stromgroßhandelspreise im Bundesstaat New York sind um etwa 40 US-Dollar pro MWh gestiegen, so dass sie vielleicht 60 US-Dollar an Einnahmen pro Tag verlieren, ein Rundungsfehler.
Die Herstellung ihres eigenen Wasserstoffs mit ihrem eigenen Strom spart ihnen etwa 5.000 US-Dollar pro Tag oder 1,8 Millionen US-Dollar pro Jahr und verzichtet auf etwa 60 US-Dollar an Einnahmen pro Tag oder 22.000 US-Dollar pro Jahr. Das bedeutet, dass die Investition von 14,5 Millionen US-Dollar ungefähr acht Jahre zurückgeht, was nichts Besonderes ist, aber der kostenlose und klare Zuschuss des DOE reduziert dies auf 4,5 Jahre.
Das heißt, nach 2028 vermeidet der Wasserstoff nur noch Kosten und steigert die Rentabilität ganz leicht. 1,8 Millionen Dollar mehr in der Kasse jedes Jahr sind gute Nachrichten, obwohl der kleinere Reaktor im nächsten Jahr stillgelegt wird, sodass die Wasserstoffnachfrage wahrscheinlich um ein Drittel pro Tag sinken wird. Dieser kohlenstoffarme Strom aus Wasserstoff vermeidet außerdem etwa 2.000 Tonnen CO2e pro Jahr, was ebenfalls ein guter Gewinn ist.
Dies ist ein guter Anwendungsfall für nuklearen Wasserstoff. Es ist sinnvoll, Wasserstoff am Point of Demand mit kohlenstoffarmem Strom herzustellen, anstatt kohlenstoffreichen Wasserstoff per LKW zu transportieren. Dies ist ein gutes Beispiel für die Wasserstoffwirtschaft der Zukunft, das heißt die Verdrängung von grauem und schwarzem Wasserstoff, der in industriellen Prozessen verwendet wird, durch Wasserstoff, der am Point-of-Demand elektrolysiert wird, mit entsprechend skalierten Elektrolyseuren, die festen, kohlenstoffarmen Strom verwenden.
Bedeutet es, dass die Verwendung von Kernenergie zur Herstellung von Wasserstoff vor Ort für den Versand an anderer Stelle sinnvoll ist? Nein überhaupt nicht. Grauer Wasserstoff kostet in der Herstellung 0,70 bis 1,60 US-Dollar pro kg, und dennoch kostet Wasserstoff per LKW in den USA 11 US-Dollar pro kg in loser Schüttung. Wasserstoff ist sehr teuer zu speichern, zu komprimieren und zu verteilen. Es liebt es zu lecken, daher fügt jeder Schritt des Weges Komplexität und Herausforderungen hinzu. Da Wasserstoff nach Masse energiedicht, aber nach Volumen sehr energiediffus ist, muss er massiv komprimiert oder bei -253° Celsius sogar verflüssigt werden.
Die Komprimierung für die Lagerung und Verteilung setzt viel Wärme frei, was eine Kühlung in mehreren Stufen erfordert, was Geld kostet. Die Verflüssigung verbraucht etwa ein Drittel der Energie, die im verflüssigten Wasserstoff enthalten ist. Der Seetransport als angepriesener Ersatz für LNG würde mindestens das Fünffache der Kosten pro gelieferter Energieeinheit bedeuten. Nicht vorhandene Pipelines für Wasserstoff würden dreimal so viel Energie für die Kompression benötigen wie Erdgaspipelines und die Kosten in Milliardenhöhe erhöhen. Und Kernreaktoren befinden sich nicht in LNG-Häfen, die in Wasserstoffhäfen umgewandelt werden könnten, und es gibt keine Pipelines, die in die Anlage führen. Viel mehr Kosten, mehr Vertriebsschritte.
Die Dekompression für den Gebrauch hat ein umgekehrtes Problem, da das Gas beim Dekomprimieren kälter wird, viel kälter. Sie müssen es aufwärmen, und zwar vorsichtig, da Wasserstoff ein Gas ist, das gerne in Gegenwart von Sauerstoff brennt. Es zündet in einem viel größeren Bereich von Verhältnissen zu Sauerstoff als Erdgas, 4%-75% im Vergleich zu 5%-15%, und zündet mit einer viel niedrigeren Funkentemperatur. Infolgedessen frieren Wasserstoffdüsen ständig an Brennstoffzellenautos ein, und die Trottel … äh … Innovatoren von Brennstoffzellenfahrzeugen haben viele Anleitungen im Internet darüber, was zu tun und zu lassen ist. (Nicht: Gießen Sie Wasser darauf, verwenden Sie ein Feuerzeug darauf, verwenden Sie eine elektrische Heizung darauf, rütteln Sie daran, zwingen Sie es, legen Sie Ihre nackte Haut auf die Düse oder das Metall des Autos in der Nähe der Düse. Tun Sie: Warten Sie einige Minuten und versuche es erneut.)
Das alles ist technisch machbar und wird täglich gemacht, es ist nur aufwendig und kostspielig, also wird es nur dort gemacht, wo es unbedingt erforderlich ist.
Eine größere Elektrolyseanlage in einer kerntechnischen Anlage hätte infolge des Obigen eine viel größere Anzahl von Komponenten. Die Produktionskosten von 2,15 USD pro kg würden nicht unbedingt steigen, aber eine großtechnische industrielle Elektrolyseanlage ist ein großer Vorgang mit viel höheren Kapitalkosten als die 14,5 Millionen USD für den 1,25-MW-Elektrolyseur, der für Wasserstoff zur Anlagenkühlung geeignet war. Die Amortisationszeit wäre viel länger.
Projektion der Wasserstoffnachfrage bis 2100 vom Autor
Und welche industriellen Verbraucher von Wasserstoff sind nahe genug an Atomkraftwerken, um sich zu lohnen? Die größten Verbraucher von Wasserstoff sind heute Raffinerien für fossile Brennstoffe, etwa 50 Millionen Tonnen davon jährlich. Sie verwenden es hauptsächlich zur Entschwefelung von Rohöl. Kernkraftwerke werden normalerweise nicht neben Ölraffinerien gebaut, und wenn die Ölnachfrage ihren Höhepunkt erreicht, wahrscheinlich in der zweiten Hälfte dieses Jahrzehnts, wird schwefelreiches Rohöl zuerst vom Markt kommen, da viel schwefelarmes Rohöl verfügbar ist billiger zu veredeln.
Das nächstgrößte Nachfragezentrum ist die Düngemittelproduktion, etwa 30 Millionen Tonnen jährlich. Noch einmal, normalerweise nicht neben Atomkraftwerken. Danach nimmt das Volumen ab, und wiederum nicht in der Regel in der Nähe von Kernkraftwerken, die gebaut wurden, um Strom Dutzende bis Hunderte von Kilometern über viel billigere Stromübertragungssysteme zu den Bedarfszentren zu übertragen.
Und diese 11 US-Dollar pro geliefertem kg oder vielleicht 6-8 US-Dollar pro kg in viel größeren Mengen preisen Wasserstoff aus dem Markt für Wasserstoff für Energie heraus. Meiner Prognose nach ist nur Stahl ein Wachstumsmarkt für die Wasserstoffnachfrage, und das sind nicht so viele Projekte, wie wir Dinge wie die 3 Millionen Meilen langen Pipelines für fossile Brennstoffe allein in den USA verschrotten und sie in Elektrostahl-Minimühlen einspeisen werden neuer Stahl in Zukunft noch viel mehr.
Der Bau eines neuen Kernkraftwerks in Verbindung mit einer neuen industriellen Wasserstoffanlage vervielfacht die Risiken der beiden technischen Ausbauten und wird sich wahrscheinlich nicht auflösen, wenn Eventualitäten angewendet werden. Das hindert die sich überschneidenden Typen von Kernkraft und Wasserstoff für Energie nicht daran, sich für die Kombination einzusetzen.
Zur Erinnerung: Professor von Oxford und der IT School of Copenhagen, weltweit konsultierter Experte für Megaprojekte und Autor von Wie große Dinge erledigt werden Bent Flyvbjergs Arbeit an Megaprojekten stellt fest, dass Bauprojekte zur Erzeugung von Kernkraftwerken im normalen Maßstab viele Risiken aufweisen, was bedeutet, dass sie auf den Schwanz statt auf den Mittelwert zurückfallen und viel häufiger als Wind- und Solarenergie das Budget erheblich überschreiten. In seiner Datenbank mit über 16.000 Megaprojekten steht der Bau von Atomkraftwerken an dritter Stelle der schlechtesten, nur übertroffen von den Olympischen Spielen und Atomspeicherprojekten. Unterdessen stehen Solar-, Wind- und Übertragungsprojekte auf Platz 1, 2 und 4 ganz oben auf der Liste der Projektkategorien, die innerhalb des Budgets fertiggestellt werden. Als wir kürzlich diskutiertist es eine sehr gute Nachricht, dass drei der vier Schlüsseltechnologien, die für die weltweite Dekarbonisierung von Energie erforderlich sind, ein geringes Risiko aufweisen.
Elektrolyseur-Anlagen gibt es kaum, daher sind sie als erste ihrer Art auch sehr riskant. Und kleine modulare Kernreaktoren sind auch die ersten ihrer Art, wirtschaftlich unbewiesen und es ist unwahrscheinlich, dass sie die Kosten- und Zeitplanvorteile erzielen, auf die sich die Nukleargemeinschaft hofft, und wenn das tatsächlich eintritt, wird es in den 2040er Jahren sein, nicht in diesem oder im nächsten Jahrzehnt zu spät, um einen wesentlichen Beitrag zu leisten.
Sinnvoll ist es, das Netz zu dekarbonisieren, hauptsächlich durch neue Wind- und Solarenergie, HGÜ-Übertragung nach Bedarf hinzuzufügen, um den Strom günstig zu transportieren, und Netzspeicher wie Pumpwasserkraftwerke mit geschlossenem Kreislauf hinzuzufügen, um verbleibende Schwachstellen zu überbrücken. Verwenden Sie dann den dekarbonisierten Strom in entsprechend skalierten und konstruierten Elektrolyseuren an den Verbrauchsstellen, beispielsweise in Produktionsanlagen für Ammoniakdünger. Der Preispunkt wird in den meisten Fällen immer noch niedriger sein als die Lieferung von Wasserstoff in der Umgebung.
Mit anderen Worten, während der Einsatz der Kernkraft-Wasserstoffelektrolyse von Nine Mile Point ein gutes Beispiel dafür ist, was zu tun ist, bedeutet dies nicht, dass violetter Wasserstoff aus Kernkraft ein wesentlicher Bestandteil der Dekarbonisierung von Wasserstoff sein wird, und schon gar kein Weg dafür Wasserstoff für Energie.
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