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May 18, 2023

Die Herstellung von Wasserstoff zur Kühlung im New Yorker Kernkraftwerk Nine Mile Point ist sinnvoll

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Im Februar begann das Kernkraftwerk Nine Mile Point im Bundesstaat New York mit der Produktion seines eigenen Wasserstoffs. Normalerweise wäre das der Punkt, an dem ich nachrechnen und erklären würde, warum das eine schreckliche Idee ist, aber in diesem Fall haben sie es richtig gemacht.

Was machen sie also und warum?

Bei den von Constellation Energy betriebenen Nine Mile Point-Reaktoren handelt es sich um Siedewasserreaktoren (SWR) und nicht um die häufiger vorkommenden Druckwasserreaktoren (PWR) in der US-Flotte. Es gibt ein wirklich altes, kleineres Kraftwerk mit einer Leistung von 644 MW, das 1969 ans Netz ging und 2029 stillgelegt werden soll. Dann gibt es noch ein größeres, 1.375 MW, das 1988 ans Netz ging und 2046 stillgelegt werden soll. Das wird der Fall sein Machen Sie sie etwa 60 Jahre alt, wenn sie in Rente gehen. Das ist das Maximum, das Sie für den Betrieb eines Kernreaktors erreichen möchten. Interessanterweise gibt es auf dem gleichen Gelände tatsächlich ein völlig anders betriebenes 813-MW-Kernkraftwerk, das mit Subventionen und Ähnlichem hinkt, nachdem es vor einigen Jahren vor dem Steuertod gerettet wurde.

Die Nine Mile Point-Reaktoren nutzen in ihrem Prozess Wasserstoff als Kühlmittel, etwa 560 kg pro Tag. Das könnte für alle SWRs gelten, vielleicht aber auch nicht. Dies könnte auch für Druckwasserreaktoren gelten. Ich bin nicht nah genug an der Technologie, um es zu wissen. Unabhängig davon gilt dies für die beiden betreffenden Reaktoren.

Es handelte sich zweifellos um grauen Wasserstoff, der aus Erdgas hergestellt wurde, mit etwa 10 kg CO2e aus vorgelagertem Methanaustritt und dem Dampfreformierungsprozess des Erdgases. Es wurde per Lastwagen transportiert, zweifellos in sehr großen, unter Druck stehenden, schweren Tanks, für 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 Anlass zur Sorge gibt.

Irgendwann kamen Constellation und das Energieministerium zusammen und sagten: Lasst uns etwas dagegen unternehmen. Das Energieministerium steuerte 5,8 Millionen US-Dollar bei, Constellation steuerte weitere 8,7 Millionen US-Dollar bei, um die Kosten von 14,5 Millionen US-Dollar abzurunden, und errichtete 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 in Betrieb sind. Darunter versteht man am besten einen weiteren Hilfsstromverbrauch der Anlage, etwa den Betrieb der Pumpen, der Überwachungsgeräte, der Strommanagementgeräte und dergleichen. Es handelt sich um einen sehr geringen zusätzlichen Bezug des erzeugten Stroms. Alle Kraftwerke verfügen über eine Hilfsstromversorgung, obwohl Wärmekraftwerke aus offensichtlichen Gründen viel größere Kraftwerke haben als Wind- oder Solarkraftwerke. Dies liegt an der Zählernutzung des lokal erzeugten Stroms und somit an den Grundkosten der Produktion.

Die Betriebs- und Wartungskosten der US-Atomreaktoren, also die Erzeugungskosten, betragen etwa 38 US-Dollar pro MWh. Der 1,25-MW-Elektrolyseur verbraucht etwa 30 MWh pro Tag, sodass die Kosten bei etwa 1.200 US-Dollar mit Wasser pro Tag oder etwa 2,15 US-Dollar pro kg liegen, wenn man die Abschreibung der Kapitalkosten außer Acht lässt. Die Großhandelspreise für Strom im Bundesstaat New York sind um etwa 40 US-Dollar pro MWh gestiegen, so dass sie vielleicht 60 US-Dollar an Einnahmen pro Tag einsparen, was ein Rundungsfehler ist.

Durch die Herstellung ihres eigenen Wasserstoffs mit eigenem Strom sparen sie etwa 5.000 US-Dollar pro Tag oder 1,8 Millionen US-Dollar pro Jahr und verlieren etwa 60 US-Dollar an Einnahmen pro Tag oder 22.000 US-Dollar pro Jahr. Das heißt, es geht um eine achtjährige Rendite der 14,5 Millionen US-Dollar-Investition, was nichts Besonderes ist, aber der kostenlose und eindeutige Zuschuss des DOE reduziert diese auf 4,5 Jahre.

Das bedeutet, dass der Wasserstoff nach 2028 nur noch Kosten vermeidet und die Rentabilität nur geringfügig steigert. 1,8 Millionen US-Dollar mehr pro Jahr sind eine gute Nachricht, obwohl der kleinere Reaktor im nächsten Jahr stillgelegt wird, sodass der Wasserstoffbedarf wahrscheinlich um ein Drittel pro Tag sinken wird. Dieser kohlenstoffarme, mit Strom erzeugte 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 Bedarfsort mit kohlenstoffarmem Strom herzustellen, anstatt kohlenstoffreichen Wasserstoff per LKW zu transportieren. Dies ist ein gutes Beispiel für die Wasserstoffwirtschaft der Zukunft, das heißt den Ersatz von grauem und schwarzem Wasserstoff, der in industriellen Prozessen verwendet wird, durch Wasserstoff, der am Bedarfspunkt mit entsprechend dimensionierten Elektrolyseuren unter Verwendung fester, kohlenstoffarmer Elektrizität elektrolysiert wird.

Bedeutet das, dass die Nutzung von Kernenergie zur Herstellung von Wasserstoff vor Ort für den Versand an andere Orte sinnvoll ist? Nein überhaupt nicht. Die Herstellung von grauem Wasserstoff kostet 0,70 bis 1,60 US-Dollar pro kg, und dennoch kostet die Lieferung von Wasserstoff per LKW in den USA 11 US-Dollar pro kg in großen Mengen. Die Speicherung, Komprimierung und Verteilung von Wasserstoff ist sehr teuer. Es liebt Lecks, sodass jeder Schritt auf dem Weg zu Komplexität und Herausforderungen führt. Da Wasserstoff in Bezug auf die Masse eine hohe Energiedichte aufweist, in Bezug auf das Volumen jedoch eine sehr hohe Energieverteilung, muss er stark komprimiert oder sogar bei -253° Celsius verflüssigt werden.

Durch die Komprimierung zur Speicherung und Verteilung wird viel Wärme freigesetzt, sodass eine Kühlung in mehreren Stufen erforderlich ist, was Geld kostet. Bei der Verflüssigung wird etwa ein Drittel der Energie verbraucht, die im verflüssigten Wasserstoff enthalten ist. Der Transport auf dem Seeweg, wie er als Ersatz für LNG angepriesen wird, würde mindestens das Fünffache der Kosten pro gelieferter Energieeinheit bedeuten. Nicht existierende Pipelines für Wasserstoff würden zur Komprimierung dreimal so viel Energie benötigen wie Erdgaspipelines, was zu zusätzlichen Kosten in Milliardenhöhe führen würde. Und Kernreaktoren befinden sich nicht in LNG-Häfen, die in Wasserstoffhäfen umgewandelt werden könnten, und es gibt keine Pipelines, die in die Anlage hineinführen. Viel mehr Kosten, mehr Vertriebsschritte.

Die Dekompression für den Gebrauch hat ein umgekehrtes Problem: Wenn man das Gas dekomprimiert, wird es kälter, viel kälter. Man muss es aufwärmen und dabei vorsichtig vorgehen, denn Wasserstoff ist ein Gas, das gerne in Gegenwart von Sauerstoff verbrennt. Es zündet in einem viel größeren Verhältnisbereich zu Sauerstoff als Erdgas, 4–75 % im Vergleich zu 5–15 %, und zündet mit einer viel niedrigeren Funkentemperatur. Das hat zur Folge, dass Wasserstoffdüsen ständig an Brennstoffzellenautos festfrieren, und die Idioten … äh … Innovatoren von Brennstoffzellenfahrzeugen haben im Internet jede Menge Anleitungen dazu, was zu tun ist und was nicht. (Nicht: Gießen Sie Wasser darauf, verwenden Sie ein Feuerzeug darauf, verwenden Sie keine elektrische Heizung, rütteln Sie damit, drücken Sie nicht zu stark, legen Sie Ihre nackte Haut auf die Düse oder das Metall des Autos in der Nähe der Düse. Warten Sie einige Minuten und versuche es erneut.)

Das ist alles technisch machbar und wird jeden Tag gemacht, es ist nur aufwendig und kostspielig, deshalb wird es nur dort gemacht, wo es unbedingt notwendig ist.

Eine größere Elektrolyseanlage in einer Nuklearanlage hätte aus den oben genannten Gründen eine viel größere Anzahl an Komponenten. Die Produktionskosten von 2,15 US-Dollar pro kg würden nicht unbedingt steigen, aber eine groß angelegte industrielle Elektrolyseanlage ist ein großer Betrieb mit viel höheren Kapitalkosten als die 14,5 Millionen US-Dollar für den 1,25-MW-Elektrolyseur, der für Wasserstoff zur Anlagenkühlung geeignet war. Die Amortisationszeit wäre deutlich länger.

Prognose des Wasserstoffbedarfs bis 2100 vom Autor

Und welche industriellen Wasserstoffverbraucher liegen nahe genug an Kernkraftwerken, sodass es sich lohnt? Die größten Wasserstoffverbraucher sind heute Raffinerien für fossile Brennstoffe, etwa 50 Millionen Tonnen davon pro Jahr. Sie verwenden es hauptsächlich zur Entschwefelung von Rohöl. Kernkraftwerke werden normalerweise nicht in der Nähe von Ölraffinerien gebaut, und wenn die Ölnachfrage ihren Höhepunkt erreicht, wahrscheinlich in der zweiten Hälfte dieses Jahrzehnts, wird Rohöl mit hohem Schwefelgehalt als erstes vom Markt genommen, da viel Rohöl mit niedrigem Schwefelgehalt verfügbar ist günstiger zu verfeinern.

Das nächstgrößte Nachfragezentrum ist die Düngemittelproduktion mit etwa 30 Millionen Tonnen pro Jahr. Auch hier nicht typischerweise in der Nähe von Kernkraftwerken. Danach nehmen die Volumina ab, und zwar wiederum nicht typischerweise in der Nähe von Kernkraftwerken, die gebaut wurden, um Elektrizität über viel billigere Stromübertragungsverteilungssysteme über Dutzende bis Hunderte von Kilometern zu Nachfragezentren zu transportieren.

Und dass 11 US-Dollar pro geliefertem Kilogramm oder vielleicht 6 bis 8 US-Dollar pro Kilogramm in viel größeren Mengen dazu führen, dass Wasserstoff aus dem Wasserstoffmarkt für Energie verdrängt wird. Meiner Prognose nach ist nur Stahl ein Wachstumsmarkt für die Wasserstoffnachfrage, und das ist nicht so groß, da wir für viele Projekte Dinge wie die 3 Millionen Meilen Pipelines für fossile Brennstoffe allein in den USA verschrotten und sie in Elektrostahl-Miniwalzwerke einspeisen werden In Zukunft wird es viel mehr neuen Stahl geben.

Der Bau eines neuen Kernkraftwerks in Verbindung mit einer neuen industriellen Wasserstoffanlage vervielfacht die Risiken der beiden technischen Ausbauten und wird sich bei Anwendung von Eventualverbindlichkeiten wahrscheinlich nicht aufhalten lassen. Das hindert die sich überschneidenden Kernenergie- und Wasserstoff-zu-Energie-Typen jedoch nicht daran, sich für die Kombination einzusetzen.

Zur Erinnerung: Bent Flyvbjerg, Professor an der Oxford University und der IT School of Copenhagen, weltweit konsultierter Experte für Megaprojekte und Autor von „How Big Things Get Done“, kommt in seiner Arbeit zu Megaprojekten zu dem Schluss, dass normalgroße Bauprojekte zur Kernenergieerzeugung viele große Risiken bergen, was bedeutet, dass sie zurückgehen Der Tail-Ansatz statt der Mittelwert, der weitaus häufiger als bei Wind- und Solarenergie über das Budget hinausgeht. In seiner Datenbank mit mehr als 16.000 Megaprojekten belegt der Bau von Kernkraftwerken den drittschlechtesten Platz, nur übertroffen von Olympischen Spielen und Atomspeicherprojekten. Mittlerweile stehen Solar-, Wind- und Übertragungsprojekte auf Platz 1, 2 und 4 ganz oben auf der Liste der Projektkategorien, die das Budget einhalten. Wie wir kürzlich besprochen haben, ist es eine sehr gute Nachricht, dass drei der vier Schlüsseltechnologien, die für die Dekarbonisierung der Energie weltweit erforderlich sind, ein geringes Risiko darstellen.

Elektrolyseanlagen gibt es kaum, daher sind sie als erste ihrer Art auch einem hohen Risiko ausgesetzt. Und kleine modulare Kernreaktoren sind ebenfalls die ersten ihrer Art, haben sich wirtschaftlich nicht bewährt und werden wahrscheinlich nicht die Kosten- und Zeitplanvorteile erzielen, die sich die Kernenergiebranche erhofft, und wenn das tatsächlich geschieht, 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, vor allem durch neue Wind- und Solarenergie, bei Bedarf HGÜ-Übertragung hinzuzufügen, um den Strom günstig zu transportieren, und Netzspeicher wie Pumpspeicherkraftwerke mit geschlossenem Kreislauf hinzuzufügen, um verbleibende Schwachstellen zu überbrücken. Anschließend nutzen Sie den dekarbonisierten Strom in entsprechend dimensionierten und konstruierten Elektrolyseuren an den Verbrauchsstellen, beispielsweise in Ammoniak-Düngemittel-Produktionsanlagen. Der Preis wird in den meisten Fällen immer noch niedriger sein als die örtliche Lieferung von Wasserstoff.

Mit anderen Worten: Während der Einsatz der Wasserstoffelektrolyse im Kernkraftwerk Nine Mile Point ein gutes Beispiel dafür ist, was zu tun ist, bedeutet dies nicht, dass violetter Wasserstoff aus der Kernenergie ein wesentlicher Bestandteil der Dekarbonisierung von Wasserstoff sein wird, und schon gar nicht ein Weg dafür Wasserstoff zur Energiegewinnung.

ist Mitglied des Beirats des Elektro-Luftfahrt-Startups FLIMAX, Chefstratege bei TFIE Strategy und Mitbegründer von distnc Technologies. Er moderiert den Redefining Energy – Tech-Podcast (https://shorturl.at/tuEF5) und ist Teil des preisgekrönten Redefining Energy-Teams. Er verbringt seine Zeit damit, Szenarien für die Dekarbonisierung für 40 bis 80 Jahre in die Zukunft zu entwerfen und Führungskräften, Vorständen und Investoren dabei zu helfen, heute kluge Entscheidungen zu treffen. Ob es um die Betankung der Luftfahrt, Netzspeicherung, Vehicle-to-Grid oder Wasserstoffnachfrage geht, seine Arbeit basiert auf Grundlagen der Physik, der Wirtschaft und der menschlichen Natur und ist geprägt von den Dekarbonisierungsanforderungen und Innovationen verschiedener Bereiche. Seine Führungspositionen in Nordamerika, Asien und Lateinamerika stärkten seine globale Sichtweise. Er veröffentlicht regelmäßig in mehreren Medien zu den Themen Innovation, Wirtschaft, Technologie und Politik. Er steht für Vorstands-, Strategieberater- und Vortragstätigkeiten zur Verfügung.

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