Fabriquer de l’hydrogène pour le refroidissement dans la centrale nucléaire de Nine Mile Point à New York a du sens

En février, la centrale nucléaire de Nine Mile Point, dans le nord de l’État de New York, a commencé à fabriquer son propre hydrogène. Normalement, ce serait le point où je ferais le calcul et expliquerais pourquoi c’est une idée terrible, mais dans ce cas, ils ont bien compris.

Alors, que font-ils et pourquoi ?

Les réacteurs de Nine Mile Point exploités par Constellation Energy sont des réacteurs à eau bouillante (REB), et non les réacteurs à eau sous pression (REP) les plus courants du parc américain. Il y en a un très ancien, plus petit, qui produisait 644 MW, qui a été mis en ligne en 1969 et dont le démantèlement est prévu en 2029. Ensuite, il y en a un plus gros, 1 375 MW, qui a été mis en service en 1988 et dont le démantèlement est prévu en 2046. Cela va faites-leur environ 60 ans lorsqu’ils prendront leur retraite, ce qui est le maximum que vous voulez pour faire fonctionner un réacteur nucléaire. Fait intéressant, il y a en fait une centrale nucléaire de 813 MW détenue et exploitée complètement différemment sur le même site qui boite avec des subventions et autres après avoir été sauvée de la mort fiscale il y a quelques années.

Les réacteurs de Nine Mile Point utilisent de l’hydrogène comme fluide caloporteur dans leur processus, environ 560 kg par jour. Cela peut être vrai pour tous les BWR, ou peut-être pas. Cela pourrait également être vrai pour les REP. Je ne suis pas assez proche de la technologie pour le savoir. Quoi qu’il en soit, c’est vrai pour les deux réacteurs en question.

Il s’agissait sans aucun doute d’hydrogène gris fabriqué à partir de gaz naturel, à environ 10 kg d’équivalent CO2 provenant des fuites de méthane en amont et du processus de reformage à la vapeur du gaz naturel. Il était transporté par camion, sans aucun doute dans de très gros réservoirs lourds sous pression, à environ 11 $ US le kg.

Cela représente environ 6 200 dollars par jour pour l’hydrogène livré, soit environ 2,3 millions de dollars par an. Les émissions annuelles de CO2e étaient de l’ordre de 2 000 tonnes métriques, ce qui est suffisant pour s’inquiéter.

À un moment donné, Constellation et le ministère de l’Énergie se sont réunis et ont dit, faisons quelque chose à ce sujet. Le DOE a investi 5,8 millions de dollars, Constellation a investi 8,7 dollars supplémentaires pour compléter le coût de 14,5 millions de dollars, et ils ont installé un électrolyseur relativement petit sur le site. Il consomme 1,25 MW, soit environ 0,06 % de la production d’électricité quotidienne de 2 GW de l’installation lorsque les deux réacteurs fonctionnent. Ceci est mieux compris comme une autre consommation d’énergie auxiliaire sur l’installation, comme le fonctionnement des pompes, l’équipement de surveillance, l’équipement de gestion de l’électricité, etc. Il s’agit d’un tirage supplémentaire très mineur de l’électricité produite. Toutes les centrales électriques ont une consommation d’énergie auxiliaire, bien que les centrales thermiques en aient des beaucoup plus grandes que l’éolien ou le solaire pour des raisons évidentes. Ceci est derrière l’utilisation du compteur d’électricité produite localement, donc au coût de production de base.

Les coûts d’exploitation et d’entretien des réacteurs nucléaires américains, le coût de production, sont d’environ 38 $ par MWh. L’électrolyseur de 1,25 MW consomme environ 30 MWh par jour, donc les coûts sont de l’ordre de 1 200 $ avec de l’eau par jour, soit environ 2,15 $ par kg sans tenir compte de l’amortissement des coûts en capital. Les prix de gros de l’électricité dans l’État de New York ont ​​rebondi d’environ 40 $ par MWh, ils renoncent donc peut-être à 60 $ de revenus par jour, une erreur d’arrondi.

Fabriquer leur propre hydrogène avec leur propre électricité leur fait économiser environ 5 000 dollars par jour ou 1,8 million de dollars par an, et leur fait perdre environ 60 dollars de revenus par jour, soit 22 000 dollars par an. Cela signifie qu’il s’agit d’un retour sur huit ans sur l’investissement de 14,5 millions de dollars, ce qui n’a rien d’extraordinaire, mais la subvention gratuite et claire du DOE ramène cela à 4,5 ans.

Cela signifie qu’après 2028, l’hydrogène évite simplement les coûts et augmente très légèrement la rentabilité. 1,8 million de dollars de plus dans la cagnotte chaque année est une bonne nouvelle, bien que le plus petit réacteur soit mis hors service l’année prochaine, de sorte que la demande d’hydrogène chutera probablement d’un tiers par jour. Cette production d’hydrogène à faible émission de carbone évite également environ 2 000 tonnes de CO2e par an, ce qui est également une bonne victoire.

C’est un bon cas d’utilisation de l’hydrogène nucléaire. Il est logique de fabriquer de l’hydrogène au point de demande en utilisant de l’électricité à faible teneur en carbone plutôt que de transporter par camion de l’hydrogène à haute teneur en carbone. C’est un bon exemple de l’économie de l’hydrogène du futur, c’est-à-dire remplacer l’hydrogène gris et noir utilisé dans les processus industriels par de l’hydrogène électrolysé au point de demande avec des électrolyseurs à l’échelle appropriée utilisant une électricité ferme et à faible émission de carbone.

Cela signifie-t-il que l’utilisation de l’énergie nucléaire pour fabriquer de l’hydrogène sur place pour l’expédier ailleurs est logique ? Non pas du tout. L’hydrogène gris coûte de 0,70 à 1,60 $ par kg à fabriquer, et pourtant l’hydrogène livré par camion aux États-Unis coûte 11 $ par kg en vrac. L’hydrogène est très coûteux à stocker, à comprimer et à distribuer. Il aime fuir, donc chaque étape du processus ajoute de la complexité et des défis. Parce que l’hydrogène est dense en énergie en masse mais très diffus en énergie en volume, il doit être compressé massivement, voire liquéfié à -253° Celsius.

La compression pour le stockage et la distribution libère beaucoup de chaleur, nécessitant un refroidissement en plusieurs étapes, ce qui coûte de l’argent. La liquéfaction utilise environ un tiers de l’énergie contenue dans l’hydrogène liquéfié. L’expédier par voie maritime, comme c’est le cas pour remplacer le GNL, signifierait au moins cinq fois le coût par unité d’énergie livrée. Des pipelines inexistants pour l’hydrogène nécessiteraient trois fois plus d’énergie pour la compression que les pipelines de gaz naturel, ce qui augmenterait les coûts de milliards de dollars. Et les réacteurs nucléaires ne se trouvent pas dans des ports de GNL qui pourraient être convertis en ports d’hydrogène et n’ont pas de pipelines menant à l’installation. Beaucoup plus de coûts, plus d’étapes dans la distribution.

La décompression pour l’utilisation a un problème inverse, en ce sens que lorsque vous décompressez le gaz, il devient plus froid, beaucoup plus froid. Il faut le réchauffer, et le faire avec précaution, car l’hydrogène est un gaz qui aime brûler en présence d’oxygène. Il s’enflammera dans une gamme beaucoup plus large de rapports à l’oxygène que le gaz naturel, 4% à 75% par rapport à 5% à 15%, et s’enflamme avec une température d’étincelle beaucoup plus basse. En conséquence, les buses à hydrogène gèlent tout le temps sur les voitures à pile à combustible, et les ventouses… euh… les innovateurs avec des véhicules à pile à combustible ont beaucoup de conseils pratiques sur le Web sur ce qu’il faut faire et ne pas faire. (À ne pas faire : versez de l’eau dessus, utilisez un briquet dessus, utilisez un radiateur électrique dessus, secouez-le, forcez-le, mettez votre peau nue sur la buse ou le métal de la voiture près de la buse. À faire : attendez plusieurs minutes et essayez à nouveau.)

Tout cela est techniquement viable et fait tous les jours, c’est juste complexe et coûteux, donc ce n’est fait que là où c’est absolument essentiel.

Une plus grande usine d’électrolyse dans une installation nucléaire aurait un nombre beaucoup plus grand de composants en raison de ce qui précède. Les coûts de production de 2,15 $ par kg n’augmenteraient pas nécessairement, mais une usine d’électrolyse industrielle à grande échelle est une grande opération avec des coûts d’investissement beaucoup plus élevés que les 14,5 millions de dollars pour l’électrolyseur de 1,25 MW qui était adapté à l’hydrogène pour le refroidissement de l’usine. La période de récupération serait beaucoup plus longue.

Projection de la demande d’hydrogène jusqu’en 2100 par l’auteur

Et quels consommateurs industriels d’hydrogène sont suffisamment proches des centrales nucléaires pour que cela en vaille la peine ? Les plus gros consommateurs d’hydrogène aujourd’hui sont les raffineries de combustibles fossiles, environ 50 millions de tonnes par an. Ils l’utilisent principalement pour désulfurer le pétrole brut. Les centrales nucléaires ne sont généralement pas construites à côté des raffineries de pétrole, et à mesure que le pic de la demande de pétrole arrivera, probablement dans la seconde moitié de cette décennie, le brut à haute teneur en soufre sera le premier sur le marché, car il y a beaucoup de brut à faible teneur en soufre disponible qui est moins cher à raffiner.

Le deuxième plus grand centre de demande est la production d’engrais, environ 30 millions de tonnes par an. Encore une fois, pas typiquement à côté des centrales nucléaires. Les volumes diminuent ensuite, et encore une fois, pas généralement à proximité des centrales nucléaires qui ont été construites pour transmettre de l’électricité sur des dizaines à des centaines de kilomètres vers des centres de demande via des systèmes de distribution de transmission d’électricité beaucoup moins chers.

Et ces 11 dollars par kg livré, ou peut-être 6 à 8 dollars par kg dans des volumes beaucoup plus importants, font sortir l’hydrogène du marché de l’hydrogène pour l’énergie. Dans ma projection, seul l’acier est un marché de croissance pour la demande d’hydrogène, et ce n’est pas autant de projets que nous allons supprimer des choses comme les 3 millions de miles de pipelines de combustibles fossiles aux États-Unis seulement et les alimenter dans des mini-usines d’acier électrique pour nouvel acier beaucoup plus à l’avenir.

La construction d’une nouvelle centrale nucléaire en conjonction avec une nouvelle installation industrielle d’hydrogène multiplie les risques des deux constructions techniques, et il est peu probable qu’elles se concrétisent lorsque les contingences sont appliquées. Cela n’empêche pas les types nucléaires et hydrogène-énergie qui se chevauchent de plaider pour la combinaison.

Pour rappel, le professeur d’Oxford et de l’école informatique de Copenhague, expert mondialement consulté en matière de mégaprojets et auteur de Comment de grandes choses sont faites Les travaux de Bent Flyvbjerg sur les mégaprojets révèlent que les projets de construction de centrales nucléaires à échelle normale comportent de nombreux risques à queue grasse, ce qui signifie qu’ils régressent vers la queue au lieu de la moyenne, dépassant largement le budget beaucoup plus souvent que l’éolien et le solaire. Dans sa base de données de plus de 16 000 mégaprojets, la construction d’énergie nucléaire est la troisième parmi les pires, battue uniquement par les Jeux olympiques et les projets de stockage nucléaire. Pendant ce temps, les projets solaires, éoliens et de transmission sont 1er, 2e et 4e en haut de la liste des catégories de projets qui respectent le budget. Comme nous en avons discuté récemment, c’est une très bonne nouvelle que trois des quatre technologies clés nécessaires à la décarbonisation de l’énergie à l’échelle mondiale présentent un faible risque.

Les usines d’électrolyseurs existent à peine, donc en tant que premières du genre, elles présentent également un risque élevé. Et les petits réacteurs nucléaires modulaires sont également les premiers du genre, non éprouvés sur le plan économique et peu susceptibles d’atteindre les avantages en termes de coût et de calendrier que la communauté nucléaire espère, et si cela se produit réellement, ce sera dans les années 2040, pas dans cette décennie ou la suivante, donc trop tard pour être un contributeur significatif.

Ce qui a du sens, c’est de décarboniser le réseau, principalement avec une nouvelle production éolienne et solaire, d’ajouter la transmission HVDC si nécessaire pour acheminer l’électricité à moindre coût, et d’ajouter un stockage sur le réseau comme l’hydroélectricité pompée en boucle fermée pour combler les points faibles restants. Utilisez ensuite l’électricité décarbonée dans des électrolyseurs dimensionnés et conçus de manière appropriée aux points de consommation, par exemple des usines de fabrication d’engrais à base d’ammoniac. Le prix sera toujours inférieur à celui de la livraison d’hydrogène sur place dans la plupart des cas.

En d’autres termes, bien que le déploiement de l’électrolyse de l’hydrogène dans la centrale nucléaire de Nine Mile Point soit un bon exemple de ce qu’il faut faire, cela ne signifie pas que l’hydrogène violet issu de l’énergie nucléaire jouera un rôle important dans la décarbonisation de l’hydrogène, et certainement pas une voie pour l’hydrogène pour l’énergie.

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