När Berndt Schalin, ingenjör med ett förflutet bland annat som riskkapitalist, sammanfattar vad som skulle krävas för att Åland skulle kunna försörja sig självt med enbart förnybar energi, landar han i värmelagring och vätgas som huvudkomponenter.

Ett stort hinder i dagsläget är de låga elpriserna och den kannibaliseringseffekt som drabbar vindkraftselen. För närvarande går det egentligen inte att bygga mer vindkraft, säger han.

Berndt Schalins diplomarbete i ingenjörsutbildningen vid Tekniska högskolan gällde automationssystem. På Helvar, ett sekelgammalt finländskt företag som numera fokuserar på elteknik, arbetade han sedan i femton år med belysningselektronik och introducerade energisparande belysningslösningar.

Bild: Berndt Schalin har funderat på hur energisystemet på Åland borde se ut för att till hundra procent kunna fungera med förnybar energi. Foto: Karl Vilhjalmsson.

Han drogs in i ett forskningsprojekt där han fäste sig vid arkitekten Kai Wartiainens beräkningar om hur ekohus kunde konstrueras. Bland annat skulle den energi som de boende och deras konsumtion gav ifrån sig kunna räcka till för värmen och belysningen i huset.

Efter en fortsatt karriär bland annat som köpare och säljare av bolag inom riskkapitalbolaget 3i och som specialist på strategiska beslutsprocesser hos revisionsjätten KPMG började han omkring 2010 forska närmare om Kai Wartiainens idé verkligen skulle gå att förverkliga. På egen tid kartlade han allt som har med småskalig distribuerad energiproduktion att göra.

På olika vägar ledde det fram till Flexens, det Ålandsbaserade företag för vätgasprojekt som han i dag är vd för.

En av trådarna till Flexens var ett projekt inom teknologiutvecklingscentret Tekes, Smart Grids and Energy Markets, där frågan ställdes hur energisystemet borde se ut för att till hundra procent kunna fungera med förnybar energi. Åland blev testcase. Ett fullskaligt samhälle som med drygt 30 000 invånare och sina trafikbehov och industrier samtidigt var tillräckligt litet.

”Vi har här ingen vattenkraft. Samhället är för litet för kärnkraft. Däremot har vi rätt mycket skog, så biomassa för energi var en rimlig komponent. Sedan återstod bara bergvärme, vindkraft och solkraft. Men problemet med de två senare är ju att de är väderberoende”, säger Berndt Schalin.

I korthet landade kalkylen på att 20 procent av energin skulle kunna tas från biomassan och att 80 procent behövde komma från vinden och solen. Men hur skulle den flexibilitet, som elsystemet kräver, kunna tillgodoses?

Värmelagring och vätgas är huvudkomponenter i Berndt Schalins förslag till lösning: ”Energilagring i batterier har stora fördelar, men batterikostnaden är närmare 300 euro per kilowattimme som kan lagras. Medan värmelagring kostar bara ungefär 10 euro per kilowattimme.”

Stora vattenbaserade värmelager är för närvarande under uppbyggnad hos bland andra Helen och Vanda Energi, de energibolag som ägs av städerna Helsingfors respektive Vanda. Ännu intressantare är värmelagring i sand. ”Vatten tar mycket plats, men sand kan du hetta upp till 700 grader, så ett sandlager är i jämförelse utrymmessnålt samtidigt som det kan hålla värmen i veckor eller månader”, säger han.

Det första kommersiellt drivna sandbatteriet, kopplat till fjärrvärmenätet, finns i den lilla staden Kankaanpää i västra Finland, utvecklat av bolaget Polar Night Energy.

Det man i ett självförsörjningsperspektiv behöver räkna på är hur länge energilagret måste räcka i lägen när vinden och solen inte levererar el.

”Emellanåt har vi inga soltimmar alls, och som mest har vi på Åland varit utan vind sex dygn i sträck. Åtminstone så länge måste den lagrade elen alltså räcka under vinterförhållanden, för att vi ska kunna klippa av elkablarna till fastlandet.”

Med nuvarande åländska elförbrukningsprofil motsvarar det 6 gigawattimmar.

”Skulle vi bygga den lagringen på batterier, skulle det kosta närmare 2 miljarder euro. Att jämföra med kostnaden för Ålands elkablar till Finland och Sverige på nivån 100 miljoner euro vardera”, säger Berndt Schalin.

Batterier är alltså i storleksordningen tio gånger så dyra som elkablar till grannarna.

Det finns ett för många oväntat alternativ till på Åland, nämligen möjlighet till pumpkraft. Ett pumpkraftverk skulle i princip kunna byggas i den nedlagda järngruva som finns på Lilla Båtskär, en ö 15 kilometer söder om Mariehamn. Schaktet där är 250 meter djupt och skulle rymma 300 000 kubikmeter vatten.

Problemet är att ett pumpkraftverk på platsen skulle klara Ålands elförsörjning i bara tretton minuter.

Som bekant kan även andra element ingå i den här ekvationen, som de energilager som utgörs av fordonsbatterier och byggnader, liksom även efterfrågeflexibilitet, där Berndt Schalin nämner hur extrempriset på el under energikrisen 2022– 2023 fick finländarna att dra ner sin elanvändning med 10 procent.

Den största utmaningen, för en åländsk självförsörjning baserad på enbart förnybar energi, är emellertid sjöfarten, som i dag står för omkring 60 procent av Ålands växthusgasutsläpp.

Batterier fungerar som sagt utmärkt. Men vikten på dem är sådan att de snabbt tar hela nyttolasten i anspråk. Med vätgasen som drivmedel finns inte viktproblemet, men däremot ett volymproblem.

”Hela skärgårdstrafiken i Åland behöver i dag motsvarande en tankbil med brännolja om dagen. Med vätgas i vätskeform skulle det behövas tio tankbilar och med trycksatt vätgas 30 tankbilar om dagen”, säger Berndt Schalin.

Med det landar framtidsekvationen i bränslen som (grön) metanol och (grön) ammoniak. Den förra tillverkas av vätgas tillsatt med koldioxid, den senare med vätgas tillsatt med kväve.

”I metanolvärdekedjan är emellertid tillgången på biogent koldioxid en starkt begränsande faktor. Vilket i dagsläget gör ammoniaken till ett bränsle – utöver metanol och LNG – som nu en rad större rederier och även motortillverkare satsar på”, säger Berndt Schalin.

Mängder av planer finns på havsvindkraftsparker och storskalig vätgasproduktion i Östersjön. Inte minst på Åland är entusiasmen stor, och bland annat Ålandsbanken är tillsammans med OX2 med och sonderar förutsättningarna för att utveckla Långnäs till en knutpunkt för det tilltänka vätgasröret Baltic Sea Hydrogen Collector.

”Om näringslivet på Åland skulle satsa på att bli en hub för offshore vindkraftskunnande i Östersjön, så skulle det finnas en chans att göra någonting enormt. Och med de mål för vätgasen som EU formulerat skulle Finland, med bara en procent av EU:s befolkning, baserat på den vindkraft som tekniskt är utbyggbar kunna stå för 14 procent av vätgasproduktionen”, säger Berndt Schalin.

Samtidigt, konstaterar han, går det med dagens låga elpriser, och den kannibaliseringseffekt som drabbar vindkraftselen, för närvarande egentligen inte att bygga mer vindkraft i Finland.

”De höga räntorna och obalansen i värdekedjorna har spelat utvecklarna ett kortsiktigt spratt. Men på sikt finns fortfarande skalfördelar att nå i produktionskedjorna för både solkraft och vindkraft och för elektrolysörerna.”

Han ser tecken på att man från Tysklands sida ändå nu börjar förstå att det faktiskt finns rätt förmånlig förnybar energi att tillgå genom vindkraftsprojekten i Nordsjön och Östersjön: ”Men hur billig elen blir är förstås den stora frågan.”

Vad behöver ske för att vätgasekonomin ska ta fart?

”Vi behöver förståelse för att det här inte är en vanlig marknad där du köper och säljer till dagspris, utan att aktörerna proaktivt behöver se till att hela värdekedjan hänger med. På något sätt behöver man dela på riskerna och på uppsidan. Även om de här nya bränslena kostar 2–3 gånger mer än fossila bränslen, så utgör de ändå det billigaste ersättningsalternativet”, säger Berndt Schalin.

***

Fotnot

Flexens, det Ålandsbaserade företag som Berndt Schalin utvecklat och är vd för, utvecklar storskaliga, hållbara vätgasbaserade lösningar som kan vara med och driva på den gröna energiomställningen. Förutom grön vätgas som sådan handlar det om e-ammoniak, e-metan och e-metanol.

Kunderna finns inom industrin och sjöfarten. Flexens utvecklar projekten från idéstadiet fram till förverkligande och medverkar också till att hitta finansiärer och partnerföretag.

Ett stort projekt, där Flexens räknar med att investeringsbeslut ska kunna fattas i slutet av 2025, gäller en fabrik för storskalig tillverkning – elektrolysörens nominella effekt är 280 MW – av grön vätgas och ammoniak i Karleby vid den västfinländska kusten. Investeringshelheten i Karleby uppskattas handla om ungefär 650 miljoner euro.

Flexens ägare är det franska bolaget Lhyfe (49 %), Click Innovation (23 %), åländska bolag (23 %) och en grupp av Flexens medarbetare (5 %).