Bengt J. Olsson utvärderar i denna artikel olika metoder för att generera den gröna el som behövs för vätgasframställning. Hans slutsats är att el från ett balanserat nationellt elsystem ger den bästa och jämnaste leveransen av vätgas.

Sveriges elkonsumtion förväntas växa kraftigt de kommande åren. Framför allt är det industrin som genom omfattande elektrifiering vill växla över från kolbaserade processer till mer klimatvänliga processer. Vätgas är en viktig insatsvara för dessa processer och mängden vätgas som kommer att krävas räknas också växa kraftigt.

För att vara klimatvänlig måste vätgasen framställas av ”grön” el genom elektrolys av vatten till vätgas och syre. Vätgasen kan användas på olika sätt, till exempel för direktreduktion av järnmalm eller för att skapa e-bränslen. Men gemensamt är att de i mångt och mycket ersätter kol i processerna och därigenom förhindrar koldioxidutsläpp.

För industrin är det viktigt att den producerade vätgasen kan tillföras dessa processer kontinuerligt. Detta gäller generellt för att maximera kapacitetsutnyttjandet, och att dessa processer i allmänhet inte mår bra av att variera i kapacitet. Om produktionen av vätgas är ojämn i tiden måste den därför lagras i ett buffertlager så att man kan mata ut gasen kontinuerligt. Hur kontinuerligt man kan göra det beror på hur gasen produceras och vilken storlek lagret har. Denna dynamik blir snabbt ganska komplex och måste därför modelleras för att bli begriplig.

I denna artikel utvärderas olika metoder för att generera den gröna el som behövs för vätgasframställningen. Jämförelsen fokuserar på hur bra de olika lösningarna tekniskt kan generera ett jämt flöde av vätgas till industrins processer. De alternativ som utvärderas är å ena sidan el från det nationella elsystemet, och å andra sidan el från kärnkraft (SMR) respektive vindkraft dedikerad för vätgasframställningen. Det kommer att framgå att el från ett balanserat nationellt elsystem ger den bästa och jämnaste leveransen av vätgas. Av de två dedikerade systemen ger SMR systemet en stabil men ej lika jämn leverans. Ett dedikerat system med vindkraft kommer att få stora utmaningar med att leverera vätgas i ett jämnt flöde till industrin om inte vätgaslagren dimensioneras orimligt stora. Myten om att man skulle kunna göra vätgas av överskottsel som skulle vara ”gratis” utvärderas och avlivas också.

SKGS konsumtionsscenario för 2030

I en ny rapport från SKGS1[i], som är en gemensam organisation för Sveriges basnäringar (Skogen, Kemin, Gruvorna och Stålet), pekas på en total konsumtion 2030 på hela 229 TWh, varav 45 TWh är för vätgasproduktion.

Utgår här från SKGS konsumtionssiffror i våra modeller för framtagning av vätgas. Genom att använda en balansmodell för elsystemet i Sverige kan man relativt enkelt och begripligt skapa sig en bild över hur elsystemet skulle kunna utvecklas. Här används en sådan modell (beskriven till exempel i denna SO-artikel[ii], men betydligt utvecklad sedan dess[iii]), med olika antaganden om hur elen ska produceras för att möta elbehovet. I modellen balanseras elbehovet mot olika kraftslags produktion. Denna produktion kan vara fast (vind, sol, kärnkraft och här kommer även termisk kraft räknas som mer eller mindre fast). I balansen ingår vidare flexibla kraftslag (vattenkraft) och andra flexibla källor som import och export, konsumtionsflexibilitet och inte minst vätgasflexibilitet.

Nedan följer en grundmodellering av SKGS 2030 scenario enligt balansmodellen.

Figur 1: SKGS 2030 scenario med 229 TWh förbrukning. Konsumtion (skär) balanseras av vindkraft (orange), solkraft (ljusgrön), vattenkraft (röd), kärnkraft (svart), termisk kraft (gul), import (cyan), export (brun). Batterilager (grå) är för liten för att synas i denna bild.

Finns mycket att säga om detta scenario men helt kort fås en total förbrukning på 229 TWh som servas av 100 TWh vindkraft, 10 TWh solkraft, 70 TWh vattenkraft (varav några TWh är import från Norge), 9 TWh bio/värmekraft och slutligen drygt 50 TWh kärnkraft. Utbyggnaden av produktionen har alltså gjorts enbart med vind och solkraft, övriga är på samma nivåer som idag.

Import ligger på ungefär samma nivå som idag. Exporten, även om den är lägre än idag är fortfarande betydande med ca 15 TWh.

Effektbalansen upprätthålls vid underskottssituationer med, förutom import, konsumtionsflex (3% eller ca 750 MW), vätgasflex (20% eller drygt 1 GW) samt under kortare perioder 2 GW batterilager. Som kan ses räcker detta nästan, finns fortfarande något tillfälle med 1 GW underskott under några timmar. I realiteten skulle denna antagligen täckas genom att ge avkall på den begränsade vätgasflexen och flexa ner ytterligare 20%. Under dessa timmar skulle industrin garanteras ca 3.4 GW vätgas mot 4.5 GW vid normala 20% flex, vilket troligen är en acceptabel kostnad. Notera att modellen, med sinusform både på års och dygnsvariation hos konsumtionen, underskattar kortare behovstoppar och dalar.

Här har antagits en importkapacitet på 10 GW som kan bidra med extra kraft vid underskott. Detta är ju inte alls självklart, och tillsammans med momentana konsumtionstoppar blir risken stor att effektbristen blir betydligt större.

Endast 0.85 TWh ”vaskas”. Detta förutsätter ju att verkligen så mycket som 15 TWh kan exporteras. Även här används 10 GW som exportkapacitet.

Generellt kan sägas att vädermönstret från 2020/2021 uppvisade en ovanligt svag vind runt årsskiftet när också konsumtionen är som störst vilket givetvis är ett lite besvärligt fall. Dessutom har den framslumpade kärnkraften ett antal reaktorer som står stilla samma tid och spär på besvärligheterna. Detta kommer avspegla sig i vätgasproduktionen som kommer att framgå.

Dynamik för vätgasproduktion

I vår modell så produceras vätgas kontinuerligt, genom att använda el som vilken annan applikation som helst. Produktionen ligger då inom ”konsumtionsprofilen”. Det vill säga, för elsystemet gör det ingen skillnad att det är vätgas som produceras eller om det är annan förbrukning, det är den totala förbrukningen på 229 TWh som skall tillgodoses av elsystemet.

Eftersom vätgasproduktionen betraktas som vanlig konsumtion följer att priset för el till vätgasproduktionen blir i stort sett detsamma som för annan konsumtion.

Det finns dock en skillnad mot annan konsumtion: Vätgasproduktion har större flexibilitet än annan konsumtion. I modellen antas att vanlig konsumtion kan flexa ner 3% (dvs 3% av den effekt som vanlig konsumtion har för tillfället), medan vätgasproduktion kan flexa ner 20% av sin normala konsumtion som i det här fallet är 5.7 GW (kapacitet hos elektrolysörerna). 20% av 5.7 är ungefär 1.1 GW. Detta skulle kunna avspegla sig i en kostnadsreduktion för elen.

Varför har just 20% flex valts och inte till exempel 100% flex? Jo därför att det finns ett krav att leverera vätgas i jämn takt till industrin. Med 20% flex kan i varje timme garanteras leverans på åtminstone 4.6 GW av de 5.7 GW som nominellt produceras. Detta vare sig det finns vätgas i lagret eller inte, vilket är viktigt och underlättar kraven på stora lager. Men det är också troligt att man under korta perioder kommer att flexa ner betydligt mer (speciellt om det finns vätgas i lagret) om det krävs för att undvika en roterande bortkoppling av konsumenter.

I SKGS modellen ovan har antagits en lagerstorlek på 100 GWh, motsvarande de lagerstorlekar som LKAB talar om för sin direktreduktion av järnmalm. Med 5.7 GW elektrolysörer fås 45 TWh produktion per år med en 90% kapacitetsutnyttjande av elektrolysörerna.

Figur 2. Lagerfyllnad (röd) i GWh och uttag av vätgas (orange) i GW

Ett kontinuerligt uttag om 5.1 GW (motsvarande 45 TWh på årsbasis) fås nästan hela tiden. Bara några timmar under 2:a Februari är leveransen något lägre på grund av tomt lager och nerflexad produktion.

Figur 3. Uppförstoring av 2:a Februari då vätgaslagret går tomt. Utleveransen är 4.5 GW mot normalt 5.1 GW under några timmar.

En synnerligen stabil vätgasproduktion erhålls alltså, trots ganska svåra förhållanden för produktion (låg vind, kärnkraftsbortfall).

Med den här stabila eltillförseln minskar kravet på lagrets storlek. Om lagrets storlek i simuleringen ändras från 100 GWh till 16 GWh så kommer vätgasuttaget bara att minska marginellt, från 45 TWh till 44.76 TWh eller en minskning med en halv procent. Härav vikten av kontinuerlig elförsörjning för vätgasproduktion.

Myten om ”gratis el” för vätgasproduktion

I exemplet ovan har antagits att ”vanlig” el används för framställning av vätgas. Men många förespråkare av i synnerhet vind och solkraft menar på att överskottsel kan användas för produktion av vätgas, dvs el som inte används för annan konsumtion. Detta är tyvärr feltänkt på två sätt. För det första så är denna överskottsel inte ”gratis” utan den skulle annars användas för export, så den elen har en alternativkostnad.

För det andra så är mängden vätgas man kan få fram på detta sätt minimal i förhållande till behovet och investeringen av elektrolysörer. För att se detta låt oss återigen titta på SKGS 2030 scenario. I detta fall antas att elsystemet enbart ska tillföra energi för konsumtion som inte är vätgasproduktion (alltså här 184 TWh) och sen produceras vätgas av överskottsenergi i vind/solkraftstoppar. Elektrolysörer arbetar alltså här ovanför konsumtionsprofilen. Nu balanseras systemet om för 184 TWh konsumtion isf 229 TWh. För att göra detta dras vind/solkraft ned till 47.5 respektive 5 TWh (dvs totalt 57.5 TWh dras bort från produktionen), men övriga kraftkällor ligger kvar. Samma 5.7 GW elektrolysörer används för att här bara utnyttja överskottsenergi.

Följande elsystem erhålls då:

Förutom vind och solkraft produceras samma kraft som i det förra systemet. Systemet uppför sig bra utan under eller överskott. Men med vätgasproduktion bara från effekt som ligger över konsumtionsprofilen fås en total vätgasproduktionen på endast 1.15 TWh! Som dessutom levereras mycket oregelbundet i mindre burstar.

Figur 4. Leverans av vätgas producerad från krafttoppar i 184 TWh elsystemet

Dessa 1.15 TWh skulle fullt ut ha exporterats om de inte använts för vätgasproduktion, så det är inte frågan om gratisenergi heller. För SKGS scenariot kan nog denna metod avskrivas för att producera vätgas, även om elen vore något billigare i detta fall.

Separat elnät för vätgasproduktion

Här utgås från att det reguljära elnätet är som i det senare scenariot, dvs för 184 TWh utan vätgasproduktion. Till detta byggs ett separat elnät för att enbart producera 45 TWh vätgas. Detta görs med följande två alternativ:

1. Med kärnkraft (SMR)
2. Med vindkraft

I alternativ 2 används endast vindkraft för enkelhetens skull, en kombination av vind och solkraft skulle också kunna användas men detta skulle inte ändra resultaten signifikant. Det är också tänkbart att dessa separata elnät skulle byggas i Norrland där vindkraft förmodligen är mer användbart än solkraft.

Notera att dessa alternativ är endast principiella, i verkligheten skulle ovanstående system kopplas ihop med det gemensamma elnätet på ett eller annat sätt. (Till exempel för att sälja överskottsel från vindkraft då lagret går fullt).

45 TWh med kärnkraft

I fallet vätgasproduktion med 45 TWh kärnkraft modelleras elsystemet med 19 SMR kraftverk om vardera 300 MW med en 90% kapacitetsfaktor => 45 TWh el per år. Maxeffekten blir 19 x 0.3 = 5.7 GW och det är också elektrolyseffekten som används.

Tillgänglighet för dessa SMRer simuleras med en Markov process och slumpas ut tills nära 90% kapacitetsfaktor erhålls. I denna simulering är max 5 SMRer nere samtidigt vilket ger ett maximalt produktionsbortfall på 1.5 GW. Om det är acceptabelt med en variation i storleksordning 1.5 – 2 GW (ger då 3.7 GW i minimiproduktion) så behövs alltså inget lager, produktionen är redan en relativt jämn.

Om man önskar en jämnare utleverans av vätgas än i figuren nedan kommer dock förhållandevis stora lager behövas för att få en nämnvärd förbättring av jämnheten.

Figur 5. Leverans av 45 TWh vätgas per år producerad med 19 x SMR om vardera 300 MW. Vätgasen levereras direkt utan lager.

Intressant med detta alternativ att verkningsgraden för vätgasproduktion sannolikt också är högre då man kan ta till vara både på el och värme från SMRerna.

45 TWh med vindkraft

I detta alternativ användes 45 TWh vindkraft för att framställa vätgasen. Samma vindkraftstatistik som i de tidigare modellerna används, men skalas här ned till att generera 45 TWh på årsbasis. Statistiken för både vind och solkraft är från ENTSO-E för Danmark 2020–2021. Danmark har valts för att de redan har en mix av land och havsvindkraft, samt att de har statistik för solkraft, denna finns inte med i den svenska statistiken ännu. Tidigare modeller har använt svensk vindkraftstatistik för 2020–2021 och de har gett snarlika resultat, så det är ganska egalt vilken vindstatistik man väljer. Dels är vindsystemen stora och därför ger snarlika resultat, dels är det ändå bara ett av många vindutfall som studeras här.

Elproduktion med bara vind ser alltså ut så här:

Figur 6: Vindkraftsproduktion som genererar 45 TWh årligen. 15 GW elektrolysörer gör att nästan all el konsumeras, några få orangea toppar kan ses över 15 GW.

Här används 15 GW elektrolysörer för att ta hand om i stort sett all el som produceras. Det betyder att kapacitetsfaktorn för elektrolysörerna blir densamma som för vindkraften själv, här 34%. (Detta var också fallet för SMR alternativet, fast där låg den faktorn på ca 90%).

Med variabiliteten i vindkraftsproduktion, i stort sett från 0 – 15 GW, blir lagerhanteringen extremt viktig. I den tidigare hänvisade artikeln visades det på orimligt stora lager för att få en jämn utleverans av gas. Det gäller fortfarande för en helt jämn vätgasleverans ut som kan ses i följande graf.

Figur 7: Ett lager på ca 9 TWh krävs för utleverans av en perfekt 5.1 GW gasström för 45 TWh vindkraftsystemet.

Detta är inte rimligt på något vis för Sverige åtminstone. Men om lagrets storlek begränsas till 100 GWh så fås dels en lägre totalproduktion, ca 36 TWh i stället för 45 TWh, dels en väldigt ojämn leverans. Nedan följer en uppförstoring av januari med utleveranser mellan max 5.1 GW och ner till i stort sett 0 GW. Detta beror på att när lagret är tomt är det bara den direkta vätgasproduktionen, som är lika stor som vindkraftsproduktionen, som kan levereras. Och den kan vara godtyckligt liten beroende på vindstyrkan. Först när vindkraften producerar mer än 5.1 GW börjar lagren fyllas. Blåser det för mycket fylls lagret snabbt till 100 GWh och överskottsel vaskas i den här modellen, med resultatet att en lägre totalvolym av gas kan genereras (här 36 TWh per år).

Figur 8: Uppförstoring av vätgasleverans från ett 100 GWh stort lager för Januari 2021.

Anpassat uttag från lagret

Genom att ge avkall på utleveransens jämnhet kan lagerstorleken fås ned utan att vätgas förloras. Detta kan göras genom att man varierar hur mycket man levererar ut som en funktion av hur mycket som kommer in i lagret. Dvs om mer gas kommer in får man tillfälligtvis också mata ut mer gas och på så sätt hålla ner lagernivån.

Tekniskt kan detta åstadkommas genom att ”lågpassfiltrera” inkommande gasmängd. För att få ner lagerstorleken från 9 TWh till 100 GWh (utan att förlora vätgas) behöver man filtrera men en tidskonstant på ungefär 10 timmar. Dock blir variationen då ca 0 – 13 GW (se Figur 9) vilket är en liten skillnad mot att leverera gasen direkt med variation 0 – 15 GW. Detta visar på svårigheterna med att utjämna variabel vätgasproduktion.

Figur 9: En låg tidskonstant ger ett ”följsamt” uttag och därigenom ett mindre lagerbehov, men på bekostnad av en mer ojämn utleverans av vätgas.

Om det antas att det går att specificera en nedre gräns för det varierande vätgasuttaget, till exempel 3 GW, så att alltid åtminstone detta uttag kan garanteras, behöves en tidskonstant på 500 timmar för filtret och en lagerfyllnad och utleverans enligt nedan erhålls.

Figur 10: Samma simulering fast nu med ett trögare filter på 500 timmar. OBS att uttaget här mäts i MW i stället för GW.

Här har målet om att alltid leverera minst 3 GW uppnåtts, med en variation på ca 6 GW, men för att åstadkomma detta så behövs fortfarande ett lager med en storlek på ca 3 TWh eller 30 LRC förråd om 100 GWh styck.

För vindkraftproducerad vätgas ställs vi alltså inför ett val, antingen jämn leverans av vätgas och då kommer gigantiska vätgaslager behövas, eller så får industrin anpassa sina processer för intermittent tillgång till vätgas. Detta är till syvende och sist en kostnadsfråga där prislapparna för de båda valen är okända men utan tvivel mycket höga. Slutsatsen här blir i alla fall att vätgas producerad från enbart vindkraft inte kommer att kunna tillgodose industrins behov av kontinuerligt tillförd vätgas utan att ha orimligt stora vätgaslager.

Slutsatser

Utgående från ett nytt konsumtionsscenario från SKGS för 2030, har 4 sätt att producera de 45 TWh vätgas som ingår i deras scenario studerats.

1. Från en balanserad elmix i vårt gemensamma elsystem där vätgasproduktionen betraktas som vilken konsumtion som helst (fast med möjlighet till högre flexibilitet än för annan konsumtion). Detta ger en stabil vätgasproduktion med endast behov av smärre buffertlager. Vätgasproducenten betalar enligt ”vanlig” elpristaxa.

2. Från överskottseffekt i elsystem som är dimensionerat för att serva en normal konsumtion (dvs utan vätgasproduktion) på 184 TWh enligt SKGS scenario. Överskottet i detta system mäktar endast med att producera 1.15 TWh vätgas, så detta alternativ går helt bort.

3. Som alternativ 2 fast med ett separat elsystem bestående av 19 SMR kraftstationer om 300 MW styck. Dessa levererar 45 TWh utan behov av lager men med en variation på ca 1-2 GW beroende på hur många SMR som samtidigt är otillgängliga. Samma höga (här 90%) kapacitetsfaktor på både SMR och elektrolysörer.

4. Som alternativ 3 fast med 45 TWh från vindkraft. I detta alternativ får man problem med leveranssäkerheten. Det går inte att garantera en undre gräns för vätgasleverans utan att ha orimligt stora vätgaslager.

Det är tydligt att det nationella elsystemet, med sina balansmekanismer, ger den bästa leveransen av vätgas. Detta alternativ torde också ha det högsta elpriset rent logiskt. Alt 4 med bara vindkraft är det klart billigaste alternativet men klarar inte att leverera vätgasen i den jämna takt som industrin behöver. Alternativ 3 är ju ett osäkert kort för 2030 då det inte är klart hur SMR kraft kommer att utvecklas i detta tidsperspektiv.

Generellt blir slutsatsen att fortsätta att bygga ut det nationella elsystemet och se till att det ger en tillräckligt stor leveranssäkerhet. Fram till 2030 ser det ut att fungera med mer vind och solkraft, men tydliga tecken ses också på effektbrist och importberoende redan då i detta simulerade system. Därför är ju SMR synnerligen välkommet för att staga upp det framtida systemet, som då kan bli en optimal mix av både planerbara och förnybara fossilfria kraftslag.

[i] https://www.skgs.org/rapport-industrins-elbehov-till-2030/
[ii] https://second-opinion.se/orimligt-stora-lager-vatgas-for-att-jamna-ut/
[iii] https://adelsfors.se/2023/04/12/power-to-products-scenario-for-finland-2035/

9 comments