Curiosos y curiosas, bienvenidos a Hilando #NuclearEspaña
En esta sección del portal web, nuestro equipo de redacción recupera hilos previamente publicados en X, por el interés de su temática y la calidad de su contenido.
Hoy adaptamos el hilo “Hidrógeno nuclear en España” de OPERADOR NUCLEAR (@OperadorNuclear) en el que se exploran las ventajas de producir hidrógeno de origen nuclear en nuestro país. Además, el contenido del hilo es un resumen del trabajo final de máster de Alejandro Pintado Bergas, auxiliar de operación/turbina en la central nuclear Almaraz, y que lleva por título «Análisis de las alternativas de generación de hidrógeno con un reactor nuclear de agua ligera».
Tomemos como base el diseño de reactor más habitual en España y en el mundo, el de agua a presión (PWR). Dispone de 3 circuitos: el primario cerrado y presurizado a 157 kg/cm², el secundario también cerrado y el terciario abierto (refrigerado por el mar, un lago o un río).
A pesar de estar a más de 300ºC, el agua del primario es líquida debido a la enorme presión. En secundario se produce vapor, que mueve una turbina, se condensa pasando a estado líquido, se recalienta y se vuelve a introducir en un generador de vapor para repetir el ciclo.
Se han desarrollado varias formas de producir hidrógeno nuclear: disociación termoquímica del agua, electrólisis de alta temperatura (HTSE), de baja temperatura (LTE) y reformado de metano con vapor (SMR). Unas utilizan el vapor del secundario y casi todas la energía eléctrica.
Se han desarrollado varias formas de producir hidrógeno nuclear: disociación termoquímica del agua, electrólisis de alta temperatura (HTSE), de baja temperatura (LTE) y reformado de metano con vapor (SMR). Unas utilizan el vapor del secundario y casi todas la energía eléctrica.
La electrólisis de alta temperatura (HTSE) utiliza energía eléctrica producida en la central nuclear y parte del vapor producido en los generadores de vapor y que impulsa la turbina.
En este análisis nos centraremos en la electrólisis de baja temperatura (LTE), que utiliza parte de la energía eléctrica generada en una central nuclear para alimentar a una planta electrolizadora.
Seguramente recordarás el experimento de primaria. La electrólisis es la separación de los átomos del agua en sus componentes, hidrógeno y oxígeno, mediante una corriente eléctrica. En términos técnicos, es una reacción electroquímica no espontánea de reducción-oxidación (redox).
Necesitamos dos electrodos (ánodo y cátodo) y un electrolito (la sustancia que se descompone, en nuestro caso el agua). Si aplicamos una diferencia de potencial entre los electrodos, se producirá la conducción de iones por el electrolito.
Necesitamos dos electrodos (ánodo y cátodo) y un electrolito (la sustancia que se descompone, en nuestro caso el agua). Si aplicamos una diferencia de potencial entre los electrodos, se producirá la conducción de iones por el electrolito.
Existen diversas tecnologías para producir la electrólisis del agua, con diferentes ventajas y desventajas. La tecnología de electrolizador PEM está bien implantada comercialmente, así que será la principal utilizada para este análisis.
El agua entra por el ánodo y también es refrigerante. En el ánodo se produce la oxidación y se genera oxígeno y protones, que migran al cátodo a través de la membrana y los electrones pasan a través del circuito externo. En el cátodo, los protones se reducen y forman hidrógeno.
La clave de la tecnología PEM es la membrana, que suele ser de ácido sulfónico perfluorado (Nafion). Es mecánicamente estable, tiene una alta conductividad a los protones y es muy impermeable a los gases. Una pila PEM puede durar 20 años, 10 años más con un buen mantenimiento.
Existen proyectos de generación de hidrógeno en centrales nucleares de Estados Unidos 🇺🇸, Reino Unido 🇬🇧, Rusia 🇷🇺 y Canadá 🇨🇦. Y también se está estudiando en Brasil 🇧🇷, Emiratos Árabes Unidos 🇦🇪 y Francia 🇫🇷.
HEEP es un programa informático del @iaeaorg muy útil para realizar análisis económicos relacionados con la producción de hidrógeno a gran escala. Con él se han realizado diferentes simulaciones y se han analizado los resultados, que son muy interesantes.
iaea.org/topics/non-ele…
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Comparando los diferentes supuestos de potencia y periodos de operación, se concluye que los costes de la planta nuclear son los que más influyen en el precio final del hidrógeno generado, y dentro de estos, el parámetro de coste de capital es el más determinante.
Los precios obtenidos son muy competitivos comparándolos con los precios de mercado de hidrógeno actuales. Esto es un buen indicador para el sector nuclear español, ya que se trata de plantas prácticamente amortizadas, de ahí que el precio sea bajo incluso en 2023.
La generación de hidrógeno a potencias pequeñas apenas tiene repercusión en el precio, debido a las dimensiones de las centrales nucleares. Esto es otra ventaja para el sector nuclear, abriendo la oportunidad para producir hidrógeno a gran escala en un futuro.
Otro aspecto importante a favor de la opción de generación de H₂ con energía nuclear es la operación flexible, un término cada vez más habitual dentro del sector, y que a través de la producción de hidrógeno podría ser viable y muy eficiente.
¿Qué es la operación flexible de las centrales nucleares? Una de las opciones que más se plantean a nivel internacional para conseguir los objetivos de descarbonización es utilizar las centrales nucleares para adaptarse a la variabilidad de las renovables trabajando en equipo.
Se prevé que las energías renovables sigan aumentando protagonismo en la red eléctrica española. Pero no olvidemos que su producción es variable, así que necesitaremos almacenamiento a gran escala para aprovechar los excedentes, que en ocasiones se está empezando a desperdiciar.
Se prevé que las energías renovables sigan aumentando protagonismo en la red eléctrica española. Pero no olvidemos que su producción es variable, así que necesitaremos almacenamiento a gran escala para aprovechar los excedentes, que en ocasiones se está empezando a desperdiciar.
Sin embargo, diversos estudios indican que producir hidrógeno con excedentes de renovables es muy costoso y que es más rentable instalar renovables dedicadas en exclusiva a ese propósito, lo que llevaría a aumentar notablemente la capacidad instalada, con sus costes asociados.
Las nucleares españolas se encuentran casi amortizadas, sirven de potencia base para la red ante aquellos escenarios donde no es posible garantizar el suministro sólo con renovables y garantizan un porcentaje del suministro necesario durante todo el año.
foronuclear.org/wp-content/upl…
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En aquellos días donde no sea necesario que la energía nuclear aporte sus 7,4 GW a la red, podría entrar en juego la operación flexible. En lugar de bajar potencia del reactor, la central podría derivar parte de la energía eléctrica generada para producir hidrógeno a gran escala.
El hidrógeno generado se podría consumir en un ciclo combinado anexo a la central nuclear para producir electricidad y también se podría transportar. Se inyectaría a la red de hidroductos planificada en España por Enagás, o se almacenaría y transportaría en camión a los clientes.
El hidrógeno generado se podría consumir en un ciclo combinado anexo a la central nuclear para producir electricidad y también se podría transportar. Se inyectaría a la red de hidroductos planificada en España por Enagás, o se almacenaría y transportaría en camión a los clientes.Los precios del hidrógeno nuclear, con las plantas casi amortizadas y alargando su vida útil, serían muy competitivos. Sin embargo, está previsto cerrar las nucleares españolas entre 2027-2035 y sustituir su producción constante esencialmente por ciclos combinados de gas natural.
Seguir instalando renovables, cancelar el cierre de las nucleares y producir hidrógeno con ellas, dotándolas de operación flexible, permitiría quemar mucho menos gas, ayudando a España 🇪🇸 a posicionarse en el sector del H₂ con una de las economías más descarbonizadas del mundo.
