Behövs verkligen en 100 mil lång vätgaspipeline?

2022-02-17 06:00  

Planeringen för en 100 mil lång pipeline för vätgas runt Bottenviken går vidare. Men är det verkligen det vettigaste alternativet att föra över energi på? Det finns både för- och nackdelar.

Initiativet att bygga en vätgaspipeline presenterades i våras av Luleå Tekniska Universitet, LTU. Syftet är bland annat att göra väderberoende kraftproduktion mindre väderkänsligt, eftersom elen kan omvandlas till vätgas när vinden blåser och lagras för dagar med mindre blåst.

I regionen pågår flera satsningar som kommer att kräva stora mängder vätgas, bland annat tillverkning av fossilfritt stål och konstgödsel. I Finland finns också flera processindustrier i behov av vätgas.

Elbehovet för att klara av detta är enormt. Fossilfritt Sverige räknade för ett år sedan ut att de då planerade svenska projekten skulle behöva 55 TWh el per år för att tillverka vätgas. Därefter har ytterligare projekt tillkommmit, bland annat H2 Green Steel. Som jämförelse konsumerade hela Danmark 33 TWh el år 2020.

Så här tänker sig LTU och Rise att en svensk-finsk vätgaspipeline kan se ut. Men de betonar att den är ännu så länge är på idéstadiet. Foto: Jonas Askergren

Men behövs det verkligen en pipeline? Varför inte överföra energin som el i stället och producera vätgasen lokalt där den behövs, i kombination med lokal lagring?

Infrastrukturen finns ju redan på plats i form elledningar, även om överföringskapaciteten lär behöva förstärkas.

På en presskonferens som LTU och forskningsinstitutet Rise anordnade nyligen jämfördes vätgaspipelinen med bygget av vattenkraftverket Porjus, som stod klart runt 1915.

Man visste inte då hur stor betydelse elektriciteten skulle få i samhället, men valde ändå att investera. Att bygga en pipeline för vätgas kan på samma sätt ge oanade positiva följdeffekter i framtiden, är resonemanget.

– Pipelinen kan bli Porjus 2.0, sa Rikard Gebart, professor i energiteknik och verksamhetsledare för Luleå tekniska universitets vätgassatsning.

Rikard Gebart, professor i energiteknik vid Luleå Tekniska Universitet. Foto: LTU

Johan Sandstedt, forsknings- och affärsutvecklare på Rise, påpekade att gasledningar är något som för allmänheten i Sverige kan känns ovant. Det är endast längs västkusten det finns ett utbyggt stamnät.

– Men så är det inte i resten av världen. I Europa är infrastrukturen för naturgas väl utbyggd och det finns stora planer för vätgasen. Gasledningar är ofta mycket effektivare än elledningar. De är mer kostnadseffektiva och tar mindre plats, säger han.

Johan Sandstedt, forsknings- och affärsutvecklare på Rise. Foto: Rise

I förstudien som ska vara klar till hösten ska aktörerna presentera en teknoekonomisk analys som jämför de olika alternativen. Industrin i form av till exempel Fortum, LKAB och H2 Green Steel medverkar också.

Men låt oss föregå resultatet av förstudien lite och redan nu titta på några för- och nackdelar.

Vad kostar det att överföra vätgas?

Enligt ett whitepaper från Siemens Energy är det betydligt mer kostnadseffektivt att överföra energin som vätgas i ledningar än i elledningar.

Jämfört med 380 kV dubbla luftledningar om 1,5 GW, kan en gasledning (1 000 mm nominell diameter och 80 bar nominellt tryck) överföra upp till tio gånger mer effekt till omkring en fjortondedel av kostnaden.

Gruppen på LTU som driver det svenska pipelineprojektet runt Bottenviken har gjort en egen intern förstudie där olika alternativ jämförts - dock inte el. Forskarna har jämfört kostnaden för att överföra energin som komprimerad vätgas, som flytande vätgas, som ammoniak respektive som metanol.

Slutsatsen blev att komprimerad vätgas är billigast så länge avståndet är kortare än 150 mil. När sträckan 50 mil används i beräkningen blir överföringskostnaden 0,13 dollar per kilo komprimerad vätgas.

Gasbranschinitiativet European Hydrogen Backbone kommer i en rapport från 2021 fram till att överföringskostnaden blir mellan 0,16 och 0,30 euro per kilo beroende på ledningstjocklek (1200 respektive 900 mm) - men räknat per 100 mil. Dessutom är det beräknat på en totalt sett mycket stor utbyggnad över hela Europa, vilket innebär skalfördelar. Värdena får därför anses som optimistiska, anser Peder Zandén Kjellén, doktorand vid Högskolan i Gävle, som just nu undersöker vätgasens nytta i elsystemet.

Att hitta jämförbara värden är inte helt enkelt. Men oavsett är de ganska små i förhållande till vad det kostar att producera själva vätgasen, påpekar Rikard Gebart.

Enligt den amerikanska energimyndigheten är kostnaden i dagsläget 4–6 dollar per kilo för grön vätgas framställd genom elektrolys (PEM-elektrolysör), även om det förekommer uppgifter om att det går att göra för så lite som 2,50 dollar.

Ett mål som brukar nämnas för produktionskostnaden är 2 dollar (eller euro) per kilo, vilket är vad så kallad grå vätgas framställd av naturgas kostar i dagsläget. EU-kommissionens ordförande Ursula von der Leyen menar att 1,80 euro är inom räckhåll till 2030.

Peder Zandén Kjellén har gjort ett försök att baserat på befintliga källor ta fram ett spann för överföring av energi via el kontra vätgaspipeline. Måttet han använder sig av kronor per kilo vätgas.

För överföring via el kommer han fram till någonstans mellan cirka 1 och 7 kronor per kilo vätgas. För överföring via vätgasledning blir spannet mellan cirka 2,5 och 5,6 kronor per kilo vätgas, inklusive kompression. Men han betonar att det inte är enkelt att finna definitiva svar.

– Det är också viktigt att poängtera att kostnaderna bara är för transmission. Det tar alltså inte hänsyn till att man har olika uttagspunkter, varken för pipelines eller elnätet utan enbart att man skickar el/gas från punkt A till punkt B. I praktiken tillkommer det kostnader för transformatorer etcetera, säger han till Ny Teknik.

En viktig sak i sammanhanget är att den vätgas som kommer att behövas i Norrland främst ska användas som processgas i till exempel stålindustrin. Den behöver alltså inte omvandlas tillbaka till el i en bränslecell, med de förluster som det hade inneburit.

Peder Zandén Kjellén har också en grundtes i sin forskning, som han ännu inte har stärkt fullt ut, men som kan vara värd att ta upp i sammanhanget. Den innebär att ju närmre vätgasproduktionen finns i förhållande till den intermittenta kraftproduktionen (till exempel vindkraft), desto bättre är det.

– Intermittent kraftproduktion har dolda systemkostnader vilket gör att man bland annat behöver överdimensionera elnätet, säger han.

Peder Zandén Kjellén, doktorand vid Högskolan i Gävle, forskar om nyttan med vätgas i elsystemet. Foto: Högskolan i Gävle

Det handlar om att till exempel vindkraftparker sällan kan leverera hela den installerade effekten. Däremot behöver elledningen kunna leverera när det väl sker, vilket innebär att kapaciteten inte kan utnyttjas fullt ut.

– Bygger du däremot vätgasproduktionen och pipeline i närheten av kraftproduktionen, och avsätter hälften av elproduktionen till vätgas, så behöver elledningarna bara vara hälften så stora. Då minskar man de dolda kostnaderna och systemet blir stabilare, säger Peder Zandén Kjellén.

Dessutom har elnätet överföringsförluster. Som helhet i landet ligger de runt 8 procent, men för att överföra den energi som diskuteras i fallet med vätgaspipelinen skulle de bli lägre, påpekar han.

Vad kostar det att bygga vätgasledningar?

Inititiativet European Hydrogen Backbone vill till 2040 ha ett europeiskt nätverk av vätgasledningar på plats om totalt 2 300 mil. Men ambitionen bygger till stor del på att befintliga naturgasledningar används och uppgraderas. Det alternativet finns inte för den svensk-finska ledningen, så helt ny infrastruktur måste byggas.

Så här tänker sig European Hydrogen Backbone att ett europeiskt vätgasnätverk kan se ut. Foto: European Hydrogen Backbone

I samma rapport som refereras ovan anger European Hydrogen Backbone kostnaden för helt ny infrastruktur. För en medelstor ledning (700-950 mm diameter) är den mellan 2 och 2,7 miljoner euro per kilometer. Dessutom tillkommer kostnad för komprimering med drygt 300 000 euro per kilometer, eftersom kompressorstationer måste byggas med jämna mellanrum längs en vätgasledning.

Värdena ovan gäller dock för 50 bars tryck, vilket innebär att de inte kan överföras direkt till den svenska-finska ledningen, bland annat eftersom ett betydligt högre tryck om 200 bar planeras för den. Vilken diameter ledningen kan tänkas behöva är inte avgjort, men 800 millimeter har nämnts.

Om man bara för tankeexperimentets skull överför European Hydrogen Backbones uppskattade kostnad enbart för en ny pipeline till den 100 mil långa svensk-finska ledningen innebär det några tiotal miljarder kronor.

Vilka investeringar i elnätet som skulle krävas för att överföra motsvarande mängd elenergi är svårt att bedöma. Det finns ju redan viss kapacitet i elnäten men samtidigt står det klart att den behöver byggas ut kraftigt för att leva upp till stålindustrins behov. Svenska kraftnät har till exempel redan aviserat investeringar om 8,4 miljarder kronor i Norrland för att uppfylla önskade nyanslutningar om 5 000 MW samt 4 000 MW förnybar elproduktion.

Som jämförelse angav Svenska kraftnät 2016 kostnaden för att anlägga 400 kV luftledning med en termisk kapacitet om 2,1 GW till 5,5 miljoner kronor per kilometer, enbart för ledningsentreprenaden. En 900 mm vätgasledning kan överföra 4,7 GW vid 50 bar. Går man upp till 1 200 millimeter och 80 bar är kapaciteten 13 GW.

En kompressorstation till naturgasledningen Turkstream i södra Ryssland. Dedikerade vätgasledningar finns det få i världen ännu så länge, men det finns planer på att konvertera det europeiska naturgasnätet så att det kan hantera vätgas. Foto: Dmitry Feoktistov/TASS/Sipa USA/TT

En pipeline blir ett energilager

En av de främsta fördelarna med att bygga en pipeline jämfört med att föra över energin som el är att pipelinen skulle utgöra ett energilager i sig. Den föreslagna svensk-finska ledningen skulle vid 200 bars tryck och 100 mils längd rymma i storleksordningen 7 000 ton vätgas.

Inom konsortiet Hybrit, som utvecklar storskalig tillverkning av fossilfritt stål, byggs ett mindre vätgaslager om 100 kubikmeter för pilotanläggningen i Luleå. Lagret placeras i berg som kläs in med stål för att bli tätt.

Gasen ska lagras vid 200 bar vilket innebär att det ryms cirka 1,4 ton. För att täcka behovet vid storskalig ståltillverkning räknar Vattenfall med att ett 1 000 gånger så stort lager skulle behövas.

En pipeline med 7 000 ton vätgas motsvarar alltså fem gånger Hybrits fullskaliga lagringsbehov. Men Vattenfall, ett av Hybritbolagen, menar att en pipeline inte direkt berör deras planer och lagringsbehov, och vill därför inte ställa upp på en intervju med Ny Teknik.

 

Artikeln är uppdaterad.

Johan Kristensson

Mer om: Vätgas

Kommentarer

Välkommen att säga din mening på Ny Teknik.

Principen för våra regler är enkel: visa respekt för de personer vi skriver om och andra läsare som kommenterar artiklarna. Alla kommentarer modereras efter publiceringen av Ny Teknik eller av oss anlitad personal.

  Kommentarer

Debatt