Linköpings universitet | Institutionen för ekonomisk och industriell utveckling Masteruppsats, 30 hp | Industriell ekonomi – Energi- och miljöteknik
Vårterminen 2020 | LIU-IEI-TEK-A--20/03760—SE
Vätgasens roll i det regionala
energisystemet
– Tekno-ekonomiska förutsättningar för Power-to-Power
Hydrogen in a Regional Energy System Context
– Techno-economic prerequisites for Power-to-Power
Helen Mattsson Jonatan Lindberg
Handledare: Stefan Blomqvist Examinator: Bahram Moshfegh
Linköpings universitet SE-581 83 Linköping, Sverige 013-28 10 00, www.liu.se
Sammanfattning
Alltmer intermittent elkraft byggs idag i Sverige för att öka andelen förnybar el i energisystemet. Detta leder till mer ojämn elproduktion, vilket skapar problem i form av mer volatila och oförutsägbara elpriser. Ett sätt att dämpa effekten av den ökande intermittenta kraften är att använda förnybar vätgasproduktion som lastutjämning. På detta sätt kan vätgasen potentiellt bli en viktig del i den fossilfria energimixen. Att använda vätgas som energilager i en Power-to-Power-applikation (P2P) möjliggör även utnyttjandet av prisarbitrage på elmarknaden. Ett ökat klimatfokus har återuppväckt intresset för hur vätgasproduktion kan göras lönsamt. Några tecken på att satsningar sker är att flera länder satsar stora pengar på vätgastekniker och infrastruktur, där flertalet samarbeten över nationella gränser har etablerats.
Denna studie syftar till att undersöka de tekno-ekonomiska förutsättningarna för produktion av förnybar vätgas där lönsamheten av arbitragehandel på elmarknaden Elspot bedöms. Detta innefattar en gedigen granskning av kommersiella tekniker lämpade för Linköpings energisystem, däribland elektrolys, ångreformering och bränslecell. Tre fall konstruerades med olika uppsättningar av ingående komponenter. Sedan utfördes en driftoptimering som tog fram övre och undre prisgränser för produktion respektive konvertering av vätgas mot spotpriset. Optimeringsverktyget Problemlösaren i Excel användes för att få fram dessa gränser. Visual Basic (VBA) användes sedan för att genomföra en lagersimulering som visualiserar lagersaldot för alla årets timmar. För att få fram kostnaden för varje kilogram producerad vätgas användes nuvärdesberäkningen Levelised Cost of Energy (LCOE), vilket även underlättade jämförelsen av de tre fallen. Vilka effekter i form av växthusgasutsläpp de olika anläggningarna medför utvärderades också genom beräkningssättet konsekvensanalys. Där jämfördes effekten i form av nettoutsläpp i koldioxidekvivalenter för integrering av respektive anläggning.
Resultaten visar på att det finns kommersiella tekniker som kan integreras med det befintliga energisystemet på ett resurseffektivt sätt, däremot är de ekonomiska förutsättningarna inte lika bra och P2P-lösningarna är idag långt ifrån lönsamma. Anledningen tros vara en kombination av otillräckliga elprisfluktuationer samt låg total systemverkningsgrad (som högst 14%) för samtliga konstruerade fall. De årliga intäkterna från elförsäljningen motsvarar cirka 1 procent av de årliga kostnaderna för anläggningen, och LCOE landade på cirka 1500 kronor. Resultaten från investeringskalkyleringen visar på att en högre utnyttjandegrad leder till en lägre LCOE. Lagersimuleringen visar på att säsongslagring krävs för denna typ av anläggning då fluktuationerna inte är tillräcklig stora på en daglig, veckovis eller månatlig basis. Känslighetsanalys på LCOE och driftoptimeringen visar inte heller på lönsamhetsmöjligheter i P2P-fallen även vid gynnsamma justeringar på parametrarna investeringskostnad, elpris och verkningsgrad. Ur ett klimatperspektiv visar samtliga fall, med ett undantag, på en minskade växthusgasutsläpp i regionen.
Slutsatsen som dras av resultaten från fallstudien är att, trots goda tekniska förutsättningar och positiv inverkan på lokala växthusgasutsläpp, kan en P2P-applikation med vätgaslagring inte göras lönsam i en svensk kontext inom en nära framtid. Däremot visar ett Power-to-Gas-fall potential för lönsamhet, då dess investeringskostnad är mindre samt att systemverkningsgraden är högre.
Abstract
More and more intermittent electric power is being built in Sweden today to increase the share of renewable electricity in the energy system. This leads to more uneven electricity generation, which creates problems in terms of more volatile and unpredictable electricity prices. One way to dampen the effect of the increasing intermittent power is to use renewable hydrogen production as load shedding. In this way, the hydrogen gas can potentially become an important part of the fossil-free energy mix. Using hydrogen as energy storage in a Power-to-Power application (P2P) also enables the use of price arbitrage in the electricity market. An increased climate focus has rekindled interest in how hydrogen production can be made profitable. Some signs that investments are taking place are that several countries are investing big money on hydrogen technologies and infrastructure, and collaborations across national borders have been established.
This study aims to investigate the techno-economic prerequisites for renewable hydrogen production where the profitability of arbitrage on the Elspot market is explored. This comprises a thorough investigation of commercial technologies suited for Linköping’s energy system. Three cases where constructed with different component constellations. Then the operational strategy was optimised which generated a lower and upper price limit for production and conversion of hydrogen with input price data from Elspot. The optimisation tool in Excel was used in order to obtain these price limits. Visual Basic (VBA) was then used for storage simulation in order to get a perception of the storage development through all the hours of the year. The cost of every kilogram of hydrogen produced was then calculated through Levelized Cost of Energy (LCOE), which made the comparison of the three cases easier. The resulting greenhouse gas emissions when integrating the facilities in each case were also evaluated with a so-called impact analysis. The effect was compared in net emissions in carbon dioxide equivalents for an integration of each facility.
The results show that there are commercial technologies that can be integrated with the existing energy system in a resource efficient manner, whereas the economic prerequisites are not as good, where today’s Power-to-Power (P2P) solutions are not profitable. The reason seems to be the combination of insufficient spot price fluctuations and a low system efficiency (14% at best) for each case. The annual revenues correspond to 1 percent of the annual costs and that LCOE lands at about 1500 SEK. A higher utilization percentage of the plant shows a lower LCOE in the investment calculation. The storage simulation indicates that a seasonal storage is needed for this type of facility because of that the spot price fluctuations are not big enough on a daily, weekly or monthly basis. The sensitivity analysis made on the investment calculation and operational strategy also shows that there is no profitability in the P2P cases where parameters regarding investment cost, efficiency and electricity price were set optimistically. The Power-to-Gas case on the other hand shows potential for profitability, all because of lower total investment costs and higher efficiency. All cases except the case with steam methane reforming shows reductions in greenhouse gas emissions when integrated in the regional energy system.
The conclusion that can be drawn from the results in the case study is that, in spite of good technological prerequisites and a positive effect on local greenhouse gas emissions, a P2P-application with hydrogen storage cannot be made profitable in a Swedish context in the near future. However, a Power-to-Gas case shows potential for profitability because of its lesser investment cost and that the system efficiency is higher.
Tack!
Efter många vetenskapliga artiklar och otaliga koppar kaffe, är det med stolthet som vi presenterar resultatet av detta examensarbete. Vi vill passa på att rikta ett speciellt tack till våra härliga handledare Stefan Blomqvist och Emelie Algebrant, som har funnits där som stöd genom hela processen. Vi vill även tacka övriga inblandade från Tekniska verken för det engagemang och den hjälpsamhet som ni har visat oss. Hoppas resultatet kan komma till nytta framöver.
Innehållsförteckning
1. Inledning ... 1
1.1 Problembakgrund ... 1
1.2 Syfte och frågeställningar ... 2
1.3 Avgränsningar ... 2
1.4 Tekniska verken i Linköping AB ... 3
2. Metodologi ... 4
2.1 Driftoptimering och lagersimulering ... 4
2.2 Investeringskalkylering ... 5
2.3 Växthusgasutsläpp och primärenergifaktor ... 6
3. Teoretisk bakgrund ... 7 3.1 Allmänt om vätgas ... 7 3.2 Produktionstekniker för vätgas ... 8 3.2.1 Elektrolys ... 8 3.2.2 Ångreformering av metangas ... 11 3.2.3 Gasifiering ... 12 3.2.4 Tvåstegsrötning ... 12 3.3 Vätgaslagring ... 13 3.3.1 Komprimerad gas ... 13 3.3.2 Flytande väte ... 14 3.3.3 Kemisk lagring ... 15 3.4 Konvertering ... 15 3.4.1 Bränslecell ... 15 3.4.2 Gasturbin ... 17
3.5 Elhandel på Nord Pool ... 18
3.5.1 Marknaderna Elspot & Elbas ... 18
3.5.2 Reservmarknader och stödtjänster ... 18
3.6 Det regionala energisystemet ... 19
3.7 Liknande studier ... 21
4. Fallstudie ... 22
5. Resultat... 26
5.1 Förutsättningar för vätgasproduktion i Linköping ... 26
5.1.1 Val av tekniska komponenter ... 26
5.1.2 Resurser för vätgasproduktion ... 27
5.2 Ekonomisk analys ... 27
5.2.1 Driftoptimering och lagerdimensionering ... 27
5.2.2 Investeringskalkylering ... 29
5.4 Känslighetsanalys... 31
6. Diskussion ... 34
6.1 Validering av resultat ... 34
6.2 Utsläpp och resurseffektivitet ... 35
6.3 Investeringskostnader och dimensionering ... 36
6.4 Alternativa affärsmöjligheter med koppling till vätgas ... 37
6.5 Framtidens vätgasmarknad ... 37
6.6 Rekommendationer för fortsatta studier ... 38
7. Slutsats ... 40
8. Referenser ... 41
Tabell- och figurförteckning
Tabell 1. Input till driftoptimeringen i Excel Problemlösaren ... 5
Tabell 2. Ingående data för olika elektrolystekniker. ... 10
Tabell 3. Kategorisering av befintliga lagringsmetoder samt tekniker. Återskapad med inspiration från [34, 35]... 13
Tabell 4. Ingående data för olika bränslecellstekniker. ... 16
Tabell 5. Förutsättningar på olika reservmarknader för SE3 [75, 76]. ... 19
Tabell 6. En kombination av olika tekniska komponenter utgör de fall som undersöks för P2P-applikationer... 22
Tabell 7. Teknisk specifikation för respektive komponent. Källhänvisningen i tabellen gäller samtliga värden för den specifika komponenten, om inget annat anges. ... 23
Tabell 8. Ekonomiska antaganden vid lönsamhetsberäkningar. ... 24
Tabell 9. Grundläggande data på koldioxidekvivalenter för utsläppsberäkningar. ... 25
Tabell 10. Primärenergifaktorer från Miljöfaktaboken 2011 [11], där även vattenkraft och kärnkraft tas med som referenser. ... 25
Tabell 11. För fallstudien relevanta för- och nackdelar hos olika typer av elektrolys. ... 26
Tabell 12. För fallstudien relevanta för- och nackdelar hos olika typer av bränsleceller. ... 27
Tabell 13. Nödvändiga stödsystem och omgivande förutsättningar/tillgångar för olika produktionsmetoder. Värden inom parentes är specifika för dimensionerna i fallstudien. Bock indikerar att resursen anses finnas tillgänglig i Linköping, kryss vice versa. ... 27
Tabell 14. Resultat av driftoptimering för Fall 1 och Fall 3, baserat på data från åren 2017–2019 respektive 2019. ... 28
Tabell 15. Intervall för årliga nettoutsläpp samt primärenergifaktor för respektive fall. Det undre värdet i intervallet estimerar utsläppen av elen med hjälp av ett lågt svenskt marginalsnitt, och det övre med utsläppsvärdet för kolkondens. I det alternativa scenariot används vätgasen som fordonsgas istället för elproduktion. ... 31
Tabell 16. Justeringar av indata i känslighetsanalys ... 31
Tabell 17. Kvoten mellan intäkt (kr/kg) och kostnad (kr/kg) vid justering av investeringskostnader samt verkningsgrader för bränslecells- och elektrolysanläggningen. Värdet inom parentes i högerkolumnen är ökningen av kvoten jämfört med referensfallet. Parentesen i vänsterkolumnen är den totala verkningsgraden, inklusive förändringen. ... 32
Figur 1. Schematisk bild av arbetets förlopp. ... 4
Figur 2. Återskapad från [103]. Olika produktionsprocesser för vätgas och dess fördelning, där elektrolys inte syns men upptar 0,01 procent. ... 7
Figur 3. Schematisk bild av en elektrolysör. Med inspiration från [131, 14]. ... 8
Figur 4. Schematisk bild av en ångreformator. Med inspiration från [132]. ... 11
Figur 5. Processteg för autotermisk gasifiering [29]. ... 12
Figur 6. Reaktionsstegen i en anaerob nedbrytningsprocess [31]. ... 12
Figur 7. Densitet hos vätgas vid olika tryck och temperatur. Bild från [133], med tillstånd. ... 14
Figur 8. Schematisk bild av olika komponenter och flöden i en gasturbin [63]. ... 17
Figur 9. Konceptuell illustration av Linköpings energisystem utifrån Tekniska verkens olika affärsområden. ... 20
Figur 10. Simulering av lagernivå (utan fysiska begränsningar) baserat på optimerade prisgränser i Fall 1. ... 28
Figur 11. LCOE som en funktion av antalet produktionstimmar per år för respektive fall. ... 29
Figur 12. Kostnadsdrivare för vätgasproduktion med elektrolys respektive ångreformering. Mer ingående information om kostnaderna finns i kapitel 4. ... 29 Figur 13. LCOE som en funktion av antalet produktionstimmar för P2G, inklusive lagring. Det gula fältet symboliserar det intervall inom vilket försäljningspriset för fordonsgas förväntas vara
accepterat för fordon [85] [87]. Priset för lätta fordons förväntas vara bland de högre. Det grå fältet symboliserar produktionskostnadsintervallet i dagsläget [5, 85, 97]. ... 30 Figur 14. Utsläpp av växthusgaser för 1000 produktionstimmar i samtliga systemlösningar. De svartmarkerade intervallen motsvarar felmarginaler i resultaten. Mer ingående data finns i
tabellform i Bilaga F. ... 31 Figur 15. Känslighetsanalys av dimensioneringen utifrån Fall 1 baserat på data från 2019.
Respektive färg representerar bränslecellens storlek och vardera datapunkt representerar olika storlek på elektrolysören. ... 33
Nomenklatur
IEA, International Energy Agency P2P, Power-to-Power
G2P, Gas-to-Power
LCOE, Levelized Cost of Energy OPEX, Operativa kostnader CAPEX, Investeringskostnader
LOHC, Liquid Organic Hydrogen Carriers LHV, Lower heating value
P2G, Power-to-Gas
SE3 – Elprisområdet som Linköping tillhör
1. Inledning
Sverige har som mål att bli världens första fossilfria välfärdsland. För energisystemet kommer det innebära en omställning till 100 procent förnybar energi som ska vara fullbordad senast år 2045 [1]. I dagsläget uppskattas andelen förnybar energi utgöra dryga 40 procent av den totala tillförseln i det svenska energisystemet [2]. Ännu finns det ingen uppenbar, enskild energikälla som med dagens teknik kan kompensera för den effekt som fossila bränslen och kärnkraften genererar. För att uppnå den ambitiösa målsättningen krävs således kontinuerlig utveckling och innovation för att skapa en större bredd på energimixen, samt lösningar på de problem som omställningen medför.
Vätgasens potential att bidra med förnybar energi har varit föremål för idel diskussioner i många år, både i Sverige och i övriga världen. Gasen kan bland annat användas som fordonsbränsle i vätgasbilar [3] och som bränsle för att driva gasturbiner inom elproduktionen [4], således kan vätgasen komma att bli ett viktigt inslag i den fossilfria energimixen. Men trots att tekniken finns, och har varit redo en längre tid, verkar vätgasrevolutionen dröja.
Det enskilt största hindret anses vara lönsamheten, vilket framgår i nästintill all litteratur på ämnet. International Energy Agency (IEA) [5] bedömer att lönsamheten hos den förnybara vätgasen generellt sett är låg runt om i världen, men är öppna för att det kan förekomma regionala avvikelser. Ett fåtal länder har valt att satsa offensivt på vätgasen genom internationellt samarbete, däribland Norge och Japan, i ett försök att minska kostnader. Även IEA tror att kostnaderna relaterade till vätgastekniken kommer att sjunka kraftigt med ökad aktivitet på vätgasmarknaden. Dessutom kan en framtida höjning av koldioxidskatter vara att vänta för att skapa ekonomiska incitament, för såväl privat som offentlig sektor, att påskynda skiftet från fossila till förnybara energikällor.
1.1 Problembakgrund
För att bemöta omställningen till det fossilfria samhället har flertalet svenska energibolag valt att satsa storskaligt på vind- och solkraft. Branschorganisationen Svensk Vindenergi predikterar en fördubbling av den totala installerade vindkrafteffekten i Sverige till 20241 [6]. För elsystemet innebär
detta en tidvis ökad produktionskapacitet som inte motsvaras av en liknande trend i slutanvändning. Därmed bidrar den ökade andelen intermittent kraft i systemet till större fluktuationer i producerad effekt och volatila elpriser som en direkt konsekvens. Kraftig överproduktion och mycket låga elpriserpåverkar lönsamheten i energibolagens produktionsanläggningar negativt. Omvänt bidrar låg produktion och hög efterfrågan till ökad aktivitet hos exempelvis tyska kolkondenskraftverk, vilket genererar stora utsläpp.
Vätgasen har potential att bidra till lastutjämning i energisystemet genom utnyttjande av arbitrage på elmarknaden. Principen bygger på att vätgas produceras och lagras då elpriset är lågt, för att sedan omvandlas till el då priset är högt. Tidigare studier på vätgaslagring i power-to-power-applikationer (P2P) har däremot visat på lönsamhetsproblematik. Studierna har dock ofta fokuserat på isolerade anläggningar off-grid, eller på olika elnätstjänster som ett komplement till en primär intäktskälla där vätgasen i sig är slutprodukten. Med hänsyn till IEA:s [5] anmärkning om regionala avvikelser, återstår det således att undersöka huruvida kombinationen vätgaslagring samt P2P kan vara lönsamt i en svensk kontext.
1.2 Syfte och frågeställningar
Detta examensarbete undersöker de tekno-ekonomiska förutsättningarna för produktion av förnybar vätgas, i syfte att utreda om vätgaslagring kan vara ett lämpligt medel för lastutjämning i det regionala energisystemet. Undersökningen utförs i form av en fallstudie på Linköpings energisystem där huvudfokus ligger på att bedöma lönsamhetspotentialen i arbitragehandel på Nord Pools day-ahead-marknad Elspot. En viktig del av fallstudien är även utsläppsberäkningarna, som syftar till att utvärdera hur införandet av vätgas i energimixen påverkar nettoutsläppen av växthusgaser i regionen. De frågeställningar som väglett arbetet är följande:
1. Hur ser de tekniska förutsättningarna ut för implementering av en produktionsanläggning för förnybar vätgas i Linköpings energisystem, utifrån kommersiella tekniker och regionala resurser?
2. Hur ser de ekonomiska förutsättningarna ut för ett vätgassystem avsett för P2P i Linköpings energisystem, utifrån investeringskostnader och lönsamhet?
3. Vilken direkt och indirekt påverkan har produktion samt användning av vätgas på nettoutsläppen i regionen?
Resultatet av arbetet presenteras i form av en redogörelse för de tekniska komponenter som anses bäst lämpade för integrering med det regionala energisystemet, tillsammans med de förutsättningar som krävs för att långsiktig lönsamhet ska vara möjlig. Målet med fallstudien är att förse Tekniska verken i Linköping AB med kunskap och underlag inför kommande strategier relaterade till vätgas i energisystemet, som en del i företagets vision att bygga världens mest resurseffektiva region.
1.3 Avgränsningar
Den inledande tekniska inventeringen omfattar tekniker för vätgasproduktion, lagring samt elproduktion. Utöver den uppsjö av tekniker som finns att tillgå, kan vätgas även ha många olika användningsområden. Slutanvändningen i denna studie har begränsats till de två områden som ansetts vara mest relevanta utifrån det regionala energisystemet, nämligen generering av el respektive fordonsgas. Huvudfokus ligger dock på P2P, därför har kostnader som uppkommer i samband med uppförandet av nödvändig infrastruktur för fordonsgas inte studerats.
En ytterligare ekonomisk avgränsning har gjorts gällande olika typer av elnätsavgifter samt elcertifikat, som inte har tagits i beaktning vid investeringskalkylering. En anledning till detta är att bägge parametrar anses ha en oviss utveckling, bland annat med hänsyn till framtida möjliga subventioner för produktion av förnybar vätgas. Det är även komplicerat i denna fallstudie då Tekniska verken i Linköping AB tillhör samma koncern som det regionala elnätsbolaget, vilket har gett upphov till oklarheter gällande vilka kostnader som berör och inte berör dem, eller hur dessa påverkar andra bolag inom koncernen.
Vad gäller utsläppsberäkningarna har fokus riktats åt utsläpp av växthusgaser inom ramen för det regionala systemet, dvs. det geografiska område som Tekniska verken i Linköping AB förser med el och värme. Energislagen som ingår i beräkningarna, däribland inköpt el, har getts ett standardiserat nettoutsläpp vid inflödet i det regionala energisystemet, dessa har således inte varit föremål för någon noggrannare granskning i denna studie. Utsläpp som uppkommer i samband med tillverkningen av tekniska komponenter samt anläggningsprocesser har exkluderats från utsläppsberäkningarna.
1.4 Tekniska verken i Linköping AB
Tekniska verken i Linköping AB, hädanefter Tekniska verken, är ett kommunalägt bolag som erbjuder tjänster inom bland annat vatten och avlopp, energi och elnät, avfall och återvinning samt bredband. Företaget har som vision att bygga världens mest resurseffektiva region och driver såväl egna forskningsprojekt som nära samarbeten med Linköpings universitet. Tekniska verken har sammanlagt cirka 230 tusen privat- och företagskunder i kommunen och har en rad dotterbolag, däribland elhandelsbolaget Bixia.
Vätgasen är mycket intressant för ett innovativt företag som Tekniska verken. Förutom att möjliggöra regional lastutjämning med hjälp av lagring av energi, kan en vätgastankstation vara av intresse då mycket trafik passerar Linköping via E4:an. Därav öppnas möjligheten att både anknyta till nya förbipasserande kunder och för en utbredning av vätgasdrivna fordon inom regionen. Mycket kan hända i framtiden gällande energimarknadens utveckling, vilket gör det intressant för Tekniska verken att utvärdera sina möjligheter och förbereda sig för framtidens möjliga vätgasscenarion.
2. Metodologi
Arbetet följer processtegen som kan urskiljas i Figur 1. Det första steget är en informationsinsamling i form av litteraturstudie, datainsamling och kartläggning av Linköpings energisystem. Litteraturen inhämtades genom sökningar på identifierade nyckelord (exempelvis electrolysis, P2P, hydrogen power plant, osv) i universitetets databaser med publicerat material, och en betydande andel av källorna kommer från den vetenskapliga tidskriften International Journal of Hydrogen Energy. För att underbygga siffror på energieffektivitet av tekniska komponenter i P2P-systemen låg fokus för den inledande litteraturstudien på en teknisk inventering av produktions-, lagrings- samt gas-to-power-tekniker (G2P). Datainsamlingen syftar huvudsakligen till insamlande samt strukturerande av elprisdata från Nord Pool som har används för att utföra beräkningarna i fallstudien. Kartläggningen av, för studien, relevanta delar av energisystemet har gjorts genom olika presentationer, studiebesök, dialoger med anställda samt informationsmaterial från Tekniska verken.
Den samlade informationen ligger till grund för fallstudien som utgörs av de tre beräkningsstegen driftoptimering, investeringskalkylering och systemanalys av utsläpp. Att använda en fallstudie som metod ansågs lämpligt då omständigheterna kring detta arbete motsvarar de omständigheter som Yin [7] beskriver vara fördelaktiga för fallstudien, dvs: frågeställningarna är av karaktären ”hur” och syftar till att studera ämnet på djupet, vi som utför studien har ingen kontroll över händelseförloppet, exempelvis fluktuationerna i elpriset, samt fokus ligger på nutiden utifrån rådande förutsättningar. Efter fallstudien är det sista steget i processen att värdera resultatet. Detta görs med hjälp av en känslighetsanalys samt en diskussion som innefattar mer subjektiva parametrar som kan påverka tolkningen av resultatet. Fortsättningsvis ges en mer ingående metodbeskrivning för de tre beräkningsmomenten i fallstudien samt känslighetsanalysen.
2.1 Driftoptimering och lagersimulering
Driftoptimeringen tar fram en årlig driftstrategi för vätgasproduktionen, utifrån timvisa elpriser på Nord Pool. Optimeringen utförs med hjälp av den inbyggda funktionen Problemlösaren i Excel och fastställer den övre och undre prissignal som maximerar intäkterna för ett specifikt år; den undre signalen motsvarar det elpris som indikerar starten för vätgasproduktion och motsvarande övre prissignal indikerar starten för elproduktion. Detta optimeringsproblem är inte linjärt och för att kunna erhålla en lösning inom en rimlig tid, dvs ett par minuter, används en genetisk sökalgoritm. Fördelen med genetiska algoritmer är att de kan hantera mer komplexa problem, dock finns det inga garantier för att den slutgiltiga lösningen är optimum [8]. För att komma runt detta genomfördes 30 upprepade körningar, med slumpade startvärden, vilket vi ansåg ge en tillräckligt god fingervisning om storleken på den årliga intäkten. Optimeringen gjordes retroaktivt på historiska elprisdata respektive år mellan 2013–2019 [9] eftersom motsvarande predikteringar för framtida prisdata inte finns att tillgå. Att just
Figur 1. Schematisk bild av arbetets förlopp.
år 2013 är det tidigaste året som undersöks beror på att Nord Pool inte tillhandahåller prisdata som är äldre än så. Inställningarna i Problemlösaren presenteras i Tabell 1 nedan.
Tabell 1. Input till driftoptimeringen i Excel Problemlösaren Inställningar
Lösningsmetod Evolutionary
Mål Maximera årligt resultat från elhandel: Intäkter från elförsäljning - elkostnader Variabler Undre och övre prisgräns
Noggrannhet Heltal
Konvergens 0,0001
Mutationstakt 0,075 Populationsstorlek 100
Slumptalsfrö 0
Maxtid utan förbättring 30
Bivillkor
Största värdet i datamängden <= Undre prisgräns>= minsta värdet i datamängden Största värdet i datamängden <= Övre prisgräns>= minsta värdet i datamängden Elektrolys produktionskapacitet (MWh)>= Bränslecell produktionskapacitet (MWh)
Efter driftoptimeringen simulerades vätgaslagrets saldo under hela året, utifrån de prisgränser som tagits fram. För att utföra simuleringen skrevs ett makro i Visual Basics for Applications (VBA), se koden i Bilaga D, och resultatet av simuleringen presenteras i form av en graf. Även i simuleringen var indata elpriser från det undersökta året. Detta ger en uppfattning om dels produktionsmönster under året, exempelvis om produktion kommer att ske på dags- eller säsongsbasis, dels hur stort lagret behöver vara för att kunna tillgodose alla timmar med produktion och försäljning av el.
2.2 Investeringskalkylering
Det andra momentet är en investeringskalkyl som utvärderar hela vätgasanläggningens s k Levelized Cost of Energy, LCOE. Metoden bygger på nuvärdesberäkningar2 av såväl relaterade kostnader som
genererad el, i detta fall producerad vätgas, under anläggningens livslängd, se Ekvation 1 nedan. Detta nyckeltal förekommer inte sällan vid jämförelser av olika elproduktionsalternativ i litteraturen och beräknar genomsnittliga produktionskostnad per megawattimme, i vätgassammanhang anges dock LCOE vanligen i form av produktionskostnad per kilogram producerad vätgas. Investeringskalkylen är konstruerad i Excel, med inspiration från en kalkyl avsedd för solceller som är framtagen av Mälardalens Högskola (2016) [10]. Input till investeringskalkylen är den mängd vätgas som årligen produceras enligt driftoptimeringen, vilket antas vara den genomsnittliga produktionsmängden över samtliga år under den ekonomiska livslängden.
2 Nuvärdesmetoden används för att beräkna en investerings lönsamhet, där framtida in- och utbetalningsströmmar
𝐿𝐶𝑂𝐸 = ∑ 𝐼 + 𝑀 + 𝐹 (1 + 𝑟) ∑ 𝐸 (1 + 𝑟) 𝐼 = 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑒𝑟𝑖𝑛𝑔𝑠𝑘𝑜𝑠𝑡𝑛𝑎𝑑𝑒𝑟 𝑀 = 𝐷𝑟𝑖𝑓𝑡 & 𝑢𝑛𝑑𝑒𝑟ℎå𝑙𝑙𝑠𝑘𝑜𝑠𝑡𝑛𝑎𝑑𝑒𝑟 𝐹 = 𝐵𝑟ä𝑛𝑠𝑙𝑒𝑘𝑜𝑠𝑡𝑛𝑎𝑑𝑒𝑟 𝐸 = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑚ä𝑛𝑔𝑑 𝑛 = 𝐸𝑘𝑜𝑛𝑜𝑚𝑖𝑠𝑘 𝑙𝑖𝑣𝑠𝑙ä𝑛𝑔𝑑 𝑟 = 𝐷𝑖𝑠𝑘𝑜𝑛𝑡𝑒𝑟𝑖𝑛𝑔𝑠𝑟ä𝑛𝑡𝑎 𝑡 = 𝐼𝑛𝑛𝑒𝑣𝑎𝑟𝑎𝑛𝑑𝑒 å𝑟
2.3 Växthusgasutsläpp och primärenergifaktor
Det tredje momentet i fallstudien är en systemanalys av växthusgasutsläppen. Syftet med detta är att visa hur integrationen av en vätgasanläggning påverkar nettoväxthusgasutsläppen i regionen. Utsläppen presenteras i koldioxidekvivalenter, för att ta hänsyn till att olika växthusgaser påverkar växthuseffekten i varierande utsträckning. För att analysera utsläppsflöden används konsekvensprincipen, mer om vad detta innebär kan läsas i avsnitt 3.5.3.
𝑃𝑟𝑖𝑚ä𝑟𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑓𝑎𝑘𝑡𝑜𝑟 = 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑡𝑖𝑙𝑙𝑓ö𝑟𝑑 𝑝𝑟𝑖𝑚ä𝑟𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖 𝑁𝑦𝑡𝑡𝑜𝑔𝑗𝑜𝑟𝑑 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖
Primärenergi har, lite förenklat, inte genomgått någon förädling i dess naturliga form som energibärare, som till exempel kol och råolja. [11] Primärenergifaktorn, se Ekvation 2, syftar till att ge en indikation om resurseffektiviteten i processen från råvaror till slutprodukt, i en omgivning som består av begränsade naturresurser [11]. Primärenergifaktorn för en viss energibärare beräknas genom att summera primärenergin från olika tillförda energislag till processen och därefter dividera med den nyttogjorda energin. I P2P kan detta exempelvis innebära att el som används under de olika stegen, dvs. vätgasproduktion, lagring samt elproduktion, adderar en viss mängd primärenergi till täljaren, och divideras med den el som produceras i slutändan, vilket ger den erhållna elens primärenergifaktor.
2.4 Känslighetsanalys
Känslighetsanalysen syftar till att undersöka huruvida resultatet är känsligt för förändring av ingående parametrar, samt vilka parametrar som har störst positiv inverkan. Först genomfördes en känslighetsanalys utifrån ett best-case-scenario, där investeringskostnader, operativa kostnader, verkningsgrader samt kalkylräntan justerades optimistiskt. Justeringarnas storlek baseras på en samlad uppfattning av de prognoser som getts av litteraturstudien. Därefter genomfördes en djupgående känslighetsanalys för enskilda komponenter som visar hur kvoten mellan intäkten per kilogram och kostnad per kilogram påverkas vid justering av investeringskostnader, elprisernas amplitud vid fluktuationer samt verkningsgrad för bränslecellen och elektrolysen.
Ekvation 1. Definition av LCOE [137]
3. Teoretisk bakgrund
I detta kapitel presenteras teori och litteraturstudie. Teorin avser faktamässiga sanningar medan litteraturstudien istället jämför olika slutsatser dragna från en bred litteraturbas. Först presenteras allmänt om vätgas idag och dess framtida potential, för att sedan följas upp av olika produktions-, lagrings- samt konverteringstekniker. Slutligen presenteras även Elhandelsmarknaden Nord Pool.
3.1 Allmänt om vätgas
Vätgas har fördelaktiga egenskaper i form av att vara lagringsbar, ha högt energiinnehåll per massenhet samt vara användbar inom industri. Det ökade intresset för vätgas som kan urskiljas idag beror främst på egenskaperna att kunna framställas samt förbrukas utan att släppa ut hälsofarliga- eller växthusgaser. Möjligheterna för framställningen är även många, exempelvis med förnybar el och biomassa men även med fossila bränslen och kärnkraft. Intresset för vätgas har vid tidigare tillfällen blossat upp men aldrig riktigt tagit fart. Det som anses skilja denna gång är att mer fokus och intresse har riktats mot den breda användningsområdena och möjligheterna för förnybar vätgas. Det finns däremot faktorer som kan hindra vätgasens framfart, såsom det faktum att förnybar vätgasframställning i dagsläget inte är kostnadsmässigt konkurrenskraftig utan statliga hjälpmedel eller att infrastrukturen inte är på sin plats. För att få infrastrukturen på plats krävs stora investeringar från staten, vilket inte alla länder har råd med, i vissa fall krävs även samarbeten över internationella gränser. Det finns även osäkerheter kopplat till reaktioner från allmänheten kring säkerhetsfrågor då många förknippar vätgas med explosivitet, vilket är några av hindren för vätgasens framfart i dagsläget. [5]
Vätgas har funnits och använts under en väldigt lång tid och har bland annat använts som bränsle till förbränningsmotorer, luftballonger och rymdfarkoster. Vätgasen har även vuxit fram som en regelbundet använd gas inom industrin, vilket har gjort att efterfrågan har blivit stor världen över och fortsätter att växa. Den globala efterfrågan på ren vätgas ligger idag runt 70 miljoner ton per år. De industrier som har högst efterfrågan på vätgas idag är oljeraffinering, ammoniakframställning, metanolframställning och stålproduktion. [5]
Som det kan urskiljas i Figur 2 sker nästan hälften av den globala vätgasproduktionen genom ångreformering av metan. Metanet kommer nästan uteslutande från naturgas, men även biogas kan reformeras. Nästan all vätgas som produceras idag baseras på fossila bränslen [5]. Vätgasproduktionen genom elektrolys står för enbart 0,01 procent av den totala produktionen. Med det sagt är elektrolysen i sig ingen garanti för att vätgasen är förnybart producerad, det beror på ursprunget av elen som används vid vätgasproduktionen.
Figur 2. Återskapad från [103]. Olika produktionsprocesser för vätgas och dess fördelning, där elektrolys inte syns men upptar 0,01 procent.
48% 30% 18% 0,01% 4% Ångreformering av metan Reformering av olja/nafta Gasifiering av kol Elektrolys Annat
Utöver ovan nämnda industrisektorer, har vätgasen potential inom transportsektorn. Det har länge pratats om vätgas som fordonsbränsle och på samma sätt som batteridrivna bilar kan vätgasbilar minska lokala föroreningar då de inte släpper ut miljö- eller hälsofarliga ämnen. Vätgas inom transportsektorn har flertalet fördelar jämfört med batteridrivna elbilar, såsom kort tankningstid, mindre miljöpåverkan från använda material, lägre vikt för lagrad energi och större potential för långdistansåkning. En utmaning är de energiförluster som uppstår i samband med produktion, lagring och distribution. Även bränslepriset kommer initialt vara stor innan infrastrukturen byggs ut. [5] En större satsning på den s k väteekonomin3 kan idag urskiljas där exempelvis gruppen Hydrogen
Council har formats med ett 30-tal medlemmar från den privata sektorn i vd-positioner som visar sitt intresse, där de tillsammans kan se till att rätt typer av projekt genomförs. Länder såsom Japan och Korea satsar stort på vätgas, speciellt inom transportsektorn där Japan har som mål att sätta upp 80 tankstationer till 2021 och Korea har som vision att byta ut alla kommersiella fordon till vätgasdrivna fordon till 2025. Även Kina storsatsar inom transportsektorn med ett mål på 300 vätgastankstationer till 2025 och att Wuhan ska blir det första kinesiska vätgassamhället. [5]
3.2 Produktionstekniker för vätgas
Teknikutvecklingen inom vätgasframställning fokuserar alltmer på produktionstekniker som möjliggör förnybar vätgas, således finns numera ett antal alternativ som kan ersätta de äldre, konventionella metoderna [12]. Hur dessa tekniker för förnybar vätgasproduktion fungerar samt dess för- och nackdelar presenteras i detta avsnitt. Tyngdpunkten ligger på de tekniker som är kommersiella i dagsläget, dvs elektrolys på förnybar el samt ångreformering av biogas. Återstående tekniker, gasifiering samt tvåstegsrötning, presenteras i korthet.
3.2.1 Elektrolys
Vattenelektrolys är en process där vatten spjälkas till vätgas och syrgas [13]. Reaktionen sker i en elektrolysör, som består av en anod, en katod och ett membran, s k elektrolyt, som skiljer dem åt. Elektrolyten kan bestå av olika material och vara i fast eller flytande form. I litteraturen riktas stort
3 Benämningen på visionen om ett samhälle vars energisystem baseras på vätgas [136]
fokus mot elektrolyt samt katalysator, det är tydligt att forskningen söker efter effektiva och billigare alternativ än de som används idag.
Processen fungerar så att när el tillsätts bildas syrgas från vattnet samtidigt som joner färdas från anoden genom elektrolyten till katoden för att på så sätt bilda vätgas [13]. En schematisk bild av ett alkaliskt elektrolyssystem i sin helhet återfinns i Figur 3. Förutom elektrolysören finns två separatorer som frigör vätgasen respektive syrgasen från eventuella vatten- och elektrolytrester. Därefter leds vätgasen vidare in i en s k skrubber, som renar gasen ytterligare. Efter detta steg har vätgasen en renhetsgrad på cirka 99,9 procent [14, 15], vilket är under gränsen för vad en bränslecell tolererar [16]. Om vätgasen avses användas i en applikation där en högre grad av renhet är ett krav behöver gasen genomgå ett extra reningssteg.
Idag finns huvudsakligen tre tekniker för vätgasproduktion genom elektrolys, alkalisk elektrolys, PEM-elektrolys och SOEC-elektrolys. Det som främst skiljer de olika elektrolyserna åt är teknisk mognad, pris och flexibilitet, mer ingående data återfinns i Tabell 2 samt i Bilaga A. Något som framgår av den lästa litteraturen är ett brett spann av verkningsgrader för respektive teknik, vilket gör det svårt att fastställa vad som i dagsläget ligger närmast sanningen. En annan skillnad som framhävs mellan olika former av elektrolys är att vissa har kapabilitet att köras reversibelt och fungera som en bränslecell [5, 17, 18]. Detta är något som framhävs i teorin, men inget välfungerande exempel i praktiken har kunnat identifierats i litteraturen och därför har denna egenskap inte studerats närmare. Nedan presenteras respektive elektrolys mer ingående.
Alkalisk
Alkalisk elektrolys är den mest kommersiella och mogna elektrolysen, och har använts sedan 1920-talet för vätgasproduktion inom bland annat fertiliserings- och klorindustrier [5]. Tekniken har funnits i megawatt-storlek på anläggningar sedan tidigt 2000-tal [18]. En bidragande anledning till den kommersiella utbredningen är sannolikt det faktum att alkalisk elektrolys är den billigaste elektrolysen sett till investeringskostnader [5, 17, 19]. Elektrolysen genomförs i låga temperaturer och med vattenhaltig natrium- eller kaliumhydroxid som elektrolyt [20].
En nackdel med alkalisk elektrolys är att tekniken inte kan köras på låg kapacitet, exempelvis på tomgång, då det kan uppstå risk för brandfarlig gasblandning vid alltför låg belastning [18]. Detta gör alkalisk elektrolys mindre flexibel jämfört med de andra teknikerna. Dessutom anser IEA [5] att tekniken inte har lika stor potential för framtida prisreduceringar jämförelsevis med övriga elektrolysörer, då tekniken är mogen och därmed har mindre utrymme för förbättring. Priserna anses enbart kunna reduceras till följd av stordriftsfördelar såsom ökad produktion. IEA framhäver även att tekniken inte är särskilt yteffektiv, vilket kan jämföras med en PEM-anläggning som tar upp halva ytan för samma producerade effekt.
Polymer electrolyte membrane (PEM)
PEM-elektrolysörer är relativt yteffektiva och tekniken kan drivas mellan 0–160 procent av den nominella effekten, vilket medför en hög flexibilitet som passar bra i kombination med intermittenta energislag [17, 21]. Elektrolysen genomförs i temperaturer mellan 50–80 grader Celsius, lägst av samtliga, och har en fast polymer som elektrolyt [5]. En markant ökning i installationer av PEM-elektrolys har skett det senaste decenniet, speciellt i Europa [5]. IEA [5] menar att den genomsnittligt installerade effekten per enhet även har ökat kraftigt från 0,1 megawatt mellan 2000 och 2009 till 1,0 megawatt mellan 2015 och 2019. Buttler et al [18] vittnar även om att flertalet projekt upp mot 6 megawatt har påbörjats. IEA tror att denna ökning kan leda till stordriftsfördelar i form av lägre priser och än större utbredning. Även prisreduktioner till följd av teknikutveckling är potentiellt att vänta [22].
Nackdelen med PEM-tekniken är att den idag har dyra komponentkostnader [17, 21]. Livslängden tros heller inte vara lika lång och tekniken är, trots uppsving på senare år, inte lika etablerad och
utspridd som den alkaliska elektrolystekniken [5]. Lamy [19] menar att den begränsande faktorn för tekniken är den låga reaktionshastigheten hos syreelektroderna som krävs för att dela vatten i lägre temperaturer, men att tekniken i framtiden har potential att nå högre verkningsgrader.
Solid oxide electrolyzer cell (SOEC)
Enligt IEA [5] och Buttler et al [18] är SOEC-tekniken ännu inte kommersiell och således minst utvecklad av de tre. Denna typ av elektrolys baseras på ångsplittring, snarare än vattensplittring, och kräver således höga arbetstemperaturer [19]. Nackdelen med den höga temperaturen är att den är energikrävande och att det är svårt att få materialen att hålla [5]. Potentialen som driver utvecklingen är de låga materialkostnaderna, eftersom elektrolyten består av keramik. Meningarna går dock isär vad gäller verkningsgraden hos SOEC. IEA menar även att verkningsgraden är hög relativt de andra teknikerna, något som Lamy [19] bestrider. Den senare anser att verkningsgraden hos SOEC-elektrolysen är kraftigt överdriven bland övrig litteratur.
Tabell 2. Ingående data för olika elektrolystekniker. Elektrisk
verkningsgrad, % Drifttemperatur, ºC Uppstartstid CAPEX, SEK/kW Alkalisk Idag 63–70 [5] 60–90 [5, 18, 20] 1–2 h [18] 5000–14000 [5] 6930 [22] 2030 51–60 [18] 65–71 [5] 4000–8500 [5] 6380 [22] Lång sikt 70–80 [5] 2000–7000 [5] PEM Idag 46–60 [5, 18] 60–80 [17, 23] 50–80 [5, 18, 20] 5–10 min [18] 11000–18000 [5, 22] 2030 63–68 [5] 6500–15000 [5, 22] Lång sikt 67–74 [5] 2000–9000 [5] SOEC Idag 74–81 [5] 50–70 [19] 650–1000 [5, 18, 20] Timmar [18] 28000–56000 [5] 2030 77–84 [5] 8000–28000 [5] Lång sikt 77–90 [5] 5000–10000 [5]
De operativa kostnaderna (OPEX) vid elektrolys utgörs främst av elkostnaden, men även löner, underhållskostnader av utrustningen samt råvaror påverkar [17, 24]. Prabhakaran et al [25] menar att OPEX baseras till 85 procent av det aktuella elpriset. Bessarabov et al [17] hävdar att ingen siffra kan fastställas till följd av elprisets kraftiga variation beroende på var man befinner sig geografiskt. De menar att de årliga operationella kostnaderna brukar befinna sig mellan 1–1,5 procent av den ingående investeringskostnaden.
3.2.2 Ångreformering av metangas
Ett annat sätt att producera vätgas är genom ångreformering av kolväten. Först sker en reformering av råmaterial (i detta fall biogas) till syntetisk gas. Den så kallade syngasen omvandlas sedan till en vätgasrik fluid, för att till sist renas till vätgas. Reaktionen är endoterm och sker under tryck mellan 13–20 bar och temperaturer mellan 800–1000 grader Celsius [26]. Som tidigare nämnt är ångreformeringen kommersiell och vida utbredd bland industrier idag, men drivs huvudsakligen på naturgas. Minh et al [27] skriver i sin artikel att de flesta stegen för ångreformeringsprocessen av naturgas är desamma som i ångreformering av biogas. En skillnad är att biogasen oftast innehåller mer koldioxid än naturgasen. Detta medför ofta behovet av en separeringsprocess av koldioxiden innan ångreformeringsprocessen. Separeringen kallas även för uppgradering av biogasen [27].
En annan skillnad är att biogasanläggningar ofta är i mindre skala än de stora industriella processerna som naturgas är involverad i. Därmed är det ofta svårare att effektivitetsoptimera en fristående biogasanläggning jämfört med de industriella processerna, då de sistnämnda kan dra nytta av synergieffekter från olika processer, såsom värmeåtervinning. Författarna påpekar också att parametrar såsom verkningsgrader kan variera mellan olika fall på grund av komplexa steg och processer, samt att mycket värme krävs för att uppnå tillfredsställande värden. Litteraturen ger lite olika bud vad gäller verkningsgrad. En artikel av Marcoberardino et al [28] rapporterar framsteg från ett forskningsprojekt som undersöker om en viss typ av reaktor kan förbättra vätgasproduktionen med biogas som bränsle. De konstaterar att konventionella metoder för vätgasproduktion med biogas i ångreformatorn har en typisk verkningsgrad på 64 procent. Minh et al [27] hävdar att ångreformering med biogas som bränsle kan uppnå en verkningsgrad mellan 71–82 procent. Stora skillnader i verkningsgrad beror ofta på att det övre värdet innefattar värmeåtervinning.
Nackdelarna med ångreformeringsprocessen i allmänhet brukar ofta kopplas till att reformeraren är stor, dyr, komplex, har lång uppvärmningsprocess samt bidrar till värmeförluster i värmeöverföringsprocessen. Katalysatorn accelererar processen och spelar således en stor roll för effektiviteten. Vetenskaplig forskning pågår för att hitta ännu effektivare katalysatorlösningar. Då ångreformering är en process med högt tryck och höga temperaturer gäller det att utforma katalysatorerna efter förhållandena, där nickel och ädelmetaller anses vara de bästa alternativen för reformeringsprocessen [26], vilket driver upp kostnaderna. För att kunna tillföra värme till den endotermiska processen placeras katalysatorerna i flertalet reaktorrör gjorda av nickellegeringar. Till följd av att processen har flera energikrävande steg finns det stor effektiviserings-potential, speciellt vid gasseparering och vätgasrening [26].
3.2.3 Gasifiering
Gasifiering omvandlar fasta bränslen till syngas samt restprodukter i form av träkol, tjära, träsyror och aska. Processen att producera vätgas startar med att biomassa oxideras i en syrefattig miljö och torkas tills dess att önskad fukthalt är uppnådd. Massan genomgår därefter en pyrolys för att slutligen reduceras tillsammans med produkterna från tidigare steg och bilda syngas. Under delar av processen önskas temperaturer mellan 500–1400 grader Celsius samt ett tryck uppemot 33 bar. Processen att omvandla syngas till vätgas är densamma som för ångreformeringen i föregående avsnitt. En överblick av de olika processtegen presenteras i Figur 5 nedan.
Figur 5. Processteg för autotermisk gasifiering [29].
I en artikel granskar Singh et al [30] moderna gasifieringsmetoder av biomassa och konstaterar att dessa inte kan producera syngas av tillräckligt hög kvalité. Studier av metoder som eventuellt kan resultera i högkvalitativ syngas är idag i ett väldigt outvecklat och tidigt skede, däremot är det en av de mest lovande teknikerna för framtida utvinning av syn- och vätgas från biomassa. Vidare menar Singh et al att gasifiering har flertalet teknologiska hinder framför sig då det idag inte finns tillräcklig kunskap på ämnet. Det behövs även statliga ekonomiska hjälpmedel, speciellt de första initiala åren för att eventuellt kunna etablera en tillräckligt stadig produktion för att vidare etablera sig på marknaden. Även IEA [5] kommer fram till att gasifiering av biomassa i dagsläget inte har en fullt utvecklad teknik, även om det idag finns ett fåtal testanläggningar.
3.2.4 Tvåstegsrötning
Studier har genomförts på fermenteringsprocesser som producerar metan- och vätgas av livsmedelsavfall, s k anaeroba nedsmältningsprocesser. Processen består av fyra reaktioner, se Figur 6 nedan, vilket möjliggör en samproduktion av metan- och vätgas i två steg. Först berikas snabbt växande väteproducerande mikroorganismer och acidogener för att bilda fettsyror och väte. Därefter växer metanogener och acetogener till sig långsamt för att sedan omvandla fettsyrorna till metan. [31] Fördelningen i energimängd mellan metangas och vätgas i en sådan fermentering ligger enligt Yuan et al [32] mellan 10–12 procent vätgas och 88–90 procent metangas.
Figur 6. Reaktionsstegen i en anaerob nedbrytningsprocess[31].
Lee et al [33] menar på att matavfallsfermentering har låg verkningsgrad och har haft tekniska svårigheter vid kommersialiserad användning relativt andra förnybara metoder. Detta mycket till följd av de ojämna biologiska processerna och bristande effektivitet.
3.3 Vätgaslagring
Vätgasen är mycket flyktig och dess låga energidensitet gör den besvärlig att lagra på ett kostnadseffektivt sätt. Att storskaligt lagra gasen i naturligt tillstånd i atmosfärstryck skulle kräva enorma utrymmen, istället efterfrågas effektiva metoder och nya tekniker för att öka vätgasens energidensitet. Befintliga metoder och tekniker för vätgaslagring kan kategoriseras i enlighet med Tabell 3 nedan.
Tabell 3. Kategorisering av befintliga lagringsmetoder samt tekniker. Återskapad med inspiration från [34, 35].
Fysisk lagring Adsorption Kemisk lagring
Komprimerad gas Cryo-komprimerad gas Flytande väte Kolbaserade material Metal Organic Frameworks (MOFs) Zeoliter m.fl.
Metallhydrider Kemiska hydrider Ammoniak
Liquid Organic Hydrogen Carriers (LOCH)
Myrsyra m.fl.
Studier som på senare år har kartlagt aktuell teknik inom vätgaslagring kan konstatera att fysiska lagringsmetoder är de enda med tillräcklig tekniskt mognad för kommersiell användning i dagsläget [34, 35, 36]. De generella nackdelarna med dessa metoder är att de antingen kräver stora investeringar eller medför höga driftkostnader. Trots att det tycks finnas all anledning för olika intressenter att utveckla dessa konventionella metoder i syfte att minska relaterade kostnader, och således få fart på vätgasmarknaden, riktas relativt lite uppmärksamhet åt detta håll. Istället är materialbaserade lagringstekniker föremål för extensiv forskning, med särskilt fokus på bland annat hydrider [37, 38]. Fortsättningsvis studeras de olika fysiska lagringsmetoderna utifrån prestanda samt för- och nackdelar. Fokus för kemisk lagring, å andra sidan, ligger mer övergripande på vad som driver utvecklingen av specifika tekniker samt hur forskningen ställer sig till framtida potential. Ingen närmare studie av teknikerna inom adsorption kommer att genomföras då dessa inte anses vara relevanta alternativ för storskalig lagring inom en betydande framtid [35, 38, 39].
3.3.1 Komprimerad gas
Vätgas som komprimeras i tank är en välbeprövad lagringsmetod i olika industriella sammanhang [36]. Fördelen med lagring i en trycksatt tank är att processen på många sätt är tekniskt okomplicerad. Syftet är att komprimera gasen så att energidensiteten ökar, vilket innebär att mer energi kan lagras i den avsedda behållaren. Komprimerad vätgas är lättillgänglig, sett till tidsåtgången vid fyllning/tömning, och kostnaden är relativt låg [40]. En betydande nackdel med komprimerad gas är att den trots allt är mycket skrymmande, sett till energidensiteten per volymenhet jämfört med andra typer av fysisk lagring.
Det finns fyra olika typer av tankar, under benämningen typ I-IV, som är framtagna för vätgaslagring. Typ I består av enbart metall, därefter minskar andelen metall stegvis till typ IV, som består uteslutande av kompositmaterial [36, 41]. Komposit är dyrare än metall och således är typ IV avsevärt dyrare än typ I [36]. Drivkraften bakom inblandningen av komposit i tanken är att sänka den totala vikten, vilket är essentiellt för icke-stationära applikationer. Även volym är en viktig designparameter i dessa sammanhang. För att minska tankens volym har aktörer inom fordonsindustrin valt att kombinera kompression med temperatursänkning, vilket har resulterat i varianterna cryo- samt kall-kompression, se Figur 7. Cryo-komprimering lovordas på flera håll inom litteraturen som ett relevant framtida alternativ, men saknar tillräcklig teknisk mognad i dagsläget. En fördel hos tankar som är avsedda för cryo-komprimering är att de möjliggör en större flexibilitet eftersom de kan lagra både komprimerad och flytande vätgas [36], vilket eventuellt kan bli fördelaktigt i framtiden beroende på hur infrastrukturen för vätgas utvecklas.
Säkerheten är den andra stora nackdelen med komprimerad gas, i synnerhet vätgas som är mycket explosiv. Vätgas orsakar försprödning på metall, vilket minskar livslängden hos exponerade komponenter och ställer högre krav på utformningen av tankarna för att kunna garantera säkerheten för användaren [42]. Komposit är dessvärre inte lösningen på problematiken med säkerheten eftersom livslängd och skador hos komposittankarna är mycket komplexa att förutspå [43, 44] även om det inte specifikt handlar om försprödning. Det behövs mer forskning om hur tankarna ska utformas i framtiden för att bibehålla säkerheten vid höga tryck genom hela livslängden, både vad gäller metall och komposit [45, 36, 46].
Ett alternativ till tankar är underjordisk lagring, i form av exempelvis saltgrottor, tömda oljefyndigheter eller akvifier. Andersson et al [35] undersöker möjligheterna för storskalig lagring, i termer om 10 tals till 1000-tals ton, och drar slutsatsen att den mest lovande metoden är lagring i saltgrottor, men påpekar även att förekomsten av dessa begränsas till vissa geografiska platser. Vidare bekräftar Caglayan et al [47] att dessa underjordiska lagringsutrymmen inte finns i Sverige. Samtidigt fastslår Tarkowski [48] att det återstår problem att lösa innan underjordisk lagring blir aktuellt för vätgas och att lösningarna åtminstone inte är att vänta inom de närmaste åren.
3.3.2 Flytande väte
Trots att densiteten hos flytande väte vid 700 bar nästan är den dubbla jämfört med komprimerad gas vid samma tryck, i enlighet med Figur 7 ovan, är denna lagringsform inte nödvändigtvis ett fördelaktigt alternativ. Nedkylningen är en mycket energiintensiv process eftersom vätgas fasomvandlar vid -253 grader Celsius och atmosfärstryck, och den låga lagringstemperaturen orsakar även problem med förluster vid oavsiktlig avdunstning, så kallad boil-off-effekt. Osäkerheten huruvida ökningen i energidensitet väger upp för energianvändning och förluster under lagring, inte minst ur ett lönsamhetsperspektiv, bidrar sannolikt till att flytande väte är föremål för återkommande jämförelser inom litteraturen. Zhao et al [40] jämför hur stor energianvändningen under komprimering och kylning är som en andel av den totala mängden lagrad energi under lagring av flytande respektive cryo-komprimerad vätgas. Resultatet från beräkningarna påvisar att flytande väte använder cirka 35 procent, gentemot 25 procent för cryo-komprimering. På liknande sätt undersöker Bauer et al [49] hur energieffektiviteten skiljer sig mellan flytande väte och komprimerad gas i tankapplikationer. De konstaterar att en högre energianvändning från produktion till station inte väger upp för den ökade densiteten hos flytande väte och drar därför slutsatsen att komprimerad gas är att föredra.
Den allmänna uppfattningen verkar samlas kring att flytande väte, trots energianvändning vid fasomvandling och efterföljande lagring, kan vara ett aktuellt alternativ då större volymer ska transporteras långa sträckor, IEA [5] beräknar exempelvis att gränsvärdet ligger runt 300 kilometer.
3.3.3 Kemisk lagring
Som tidigare nämnt forskas det mycket aktivt på materialbaserade lagringstekniker. Av litteraturen att döma är den huvudsakliga målsättningen att hitta ett lagringsalternativ med en hög andel lagrad vätgas per massenhet, i kombination med liten volym, och som därmed lämpar sig för mobila applikationer, exempelvis i fordon. Andersson et al [35] framhäver metallhydriden som en potentiell kandidat även till storskalig lagring. En metallhydrid utnyttjar att väteatomer kan absorberas av olika metaller, vilket gör att vätgasen kan lagras i fast form vid normalt tryck och temperatur. Nackdelen med tekniken är att det generellt sett krävs höga temperaturer vid den kemiska reaktionen mellan vätgas och metall och i dagsläget skapar även den låga reaktionstakten stora problem [50]. Trots avsaknad av teknisk mognad framhävs metallhydriden som ett stort framtidshopp inom litteraturen förutsatt att forskningen fortgår [50, 51].
Ett återkommande inslag i litteraturen om vätgasens framtid är behovet av ny infrastruktur. Kemiska hydrider bygger på samma princip som metallhydrider, med den essentiella skillnaden att det absorberande ämnet inte är en metall. Fördelen med denna teknik är att kemiska hydrider vanligtvis är flytande vid atmosfärstryck och normala temperaturer, vilket reducerar behovet av omfattande förändringar i infrastruktur. Kojima [52] studerar och jämför olika material för lagring av vätgas och framhäver ammoniak som det mest attraktiva alternativet, sett till relativ vikt och volym. Författaren påpekar även att ammoniak kan förbrännas utan koldioxidutsläpp och förväntar sig se en användning av ammoniak som vätgaslager i framtiden. I en annan litteraturstudie om ammoniak som vätgaslager, drar Lamb et al [53] slutsatsen att ammoniak är ett utmärkt lagringsmaterial och att teknik är redo att användas. Med det sagt påpekar författarna samtidigt att det återstår utmaningar, bland annat med tekniken som separerar vätgasen från ammoniak, och att ytterligare ekonomiska och tekniska framsteg är att vänta.
Inte sällan jämförs olika kemiska hydrider med flytande vätgas, både tekniskt och ekonomiskt. Reuss et al [54] utför en teknoekonomisk studie av ekonomiska förutsättningar för vätgasens hela värdekedja och framhäver Liquid Organic Hydrogen Carriers (LOHC) som ett konkurrenskraftigt alternativ till komprimerad gas och flytande väte. LOHC har liknande för- och nackdelar som ammoniak. Wijayanta et al [55] genomför en jämförande studie mellan flytande väte, LOHC samt ammoniak, där fokus ligger på energieffektivitet och potentiell kostnadsutveckling. Utifrån beräkningarna dras slutsatserna att ammoniak är fördelaktigt ur ett effektivitetsperspektiv, följt av flytande väte och LOHC. Kostnadsmässigt konstateras att flytande väte är fördelaktigt eftersom vätgasen som lagras är renare och kan då användas i bränsleceller, vilket i sin tur ger en högre effektivitet. I de fall då renheten hos vätgasen inte är relevant konstaterar författarna att ammoniak har störst potential. Vidare anmärker de också att LOHC i dagsläget hindras av att separeringsprocessen för att återfå vätgas från bäraren kräver stora mängder energi. Utöver ammoniak och LOHC framhäver Andersson et al [35] även metanol som ännu en kemisk hydrid som potentiellt kan utmana flytande väte framöver.
3.4 Konvertering
När det finns möjligheter för vätgaslagring uppkommer även möjligheten att konvertera den till el igen. Idag finns ett ökat intresse för konvertering till el inom exempelvis industri och transport, där vissa städer driver projekt för att införa vätgassamhällen. I detta avsnitt presenteras olika konverteringstekniker och metoder som omvandlar vätgas till el.
3.4.1 Bränslecell
Idag används bränsleceller flitigt i rymdfarkoster, där tekniken anses vara väl beprövad. Bränslecellen omvandlar lagrad vätgas och syrgas till elektricitet, vatten och värme likt processen i elektrolysen, fast omvänd [56]. Likt en elektrolysanläggning består bränslecellen av en anod och katod med en
elektrolyt som skiljer dem åt. En sådan enhet producerar generellt sett liten effekt, därav monterar man ihop flertalet till en ”stack”. Bränslecellstekniken är mycket dyr i dagsläget, men den har potential att minska i framtiden [5]. Nedan beskrivs olika bränslecellstekniker och hur de skiljer sig från varandra. Mer ingående data redogörs för i Tabell 4.
Tabell 4. Ingående data för olika bränslecellstekniker.
Elektrisk verkningsgrad, % Drifttemperatur, °C Typisk effekt, kW Användningsområde PEMFC 50–60 [57], [56], [58], [59] 30–100 [56], [59] 1–250 [59] Fordon, transport, mindre
kraftvärmeverk [56] Transport, reservkraft [59] PAFC 40–50 [56] 175–200 [60] [56] 100–400 [5] Kraftvärmeverk i 200 kW-klassen [56] SOFC ̴ 60 [56] <70 [59] 500–1000 [56] [59] 1–30 000 [59] Kraftvärmeverk i varierande storlekar [56]
Bostadskraft, transport och kraftverk [59]
MCFC ̴ 60 [56] 45–50 [59]
600–700 [59], [56] 100–10 000 [59] Mediumstora till stora kraftvärmeverk [56] Stationära kraftgeneratorer, el- och värmegeneration [59]
Proton exchange membrane fuel cells (PEMFC)
PEMFC-tekniken används främst hos markgående fordon men även inom industri, där den kännetecknas av att ha låg drifttemperatur, kompakt och snabb uppstartstid [56]. Flertalet företag använder sig exempelvis av PEMFC-tekniken idag, vilket även genomgående i litteraturen beskrivs som den teknik som det satsas mest på. I boken om vätgas och bränsleceller beskriver Sorensen et al [60] att den mest passande tekniken för fordon är PEMFC-tekniken som arbetar vid omgivande temperatur. Vidare menar de att PEMFC-tekniken just nu upplever den högsta utvecklingstakten, vilket har skett under en kort tid. De menar att prisreduktioner dessutom kommer ske i större takt än i de andra teknikerna till följd av att marknaden ser transportindustrin som den sektorn med störst potential och därmed satsas det troligtvis mer där. På så sätt kan de andra teknologierna lätt konkurreras ut menar Sorensen et al. De menar att PEMFC-tekniken även har visat på bra verkningsgrader även när den inte kör på full last jämförelsevis med de andra teknikerna.
Phosforic acid fuel cells (PAFC)
PAFC-tekniken anses vara en mogen och kommersialiserad teknik, med lägre verkningsgrad i relation till de andra teknikerna [56]. Sorensen et al [60] beskriver att ädelmetaller används i stacken för att minska korrosion på utrustningen, men att degradering vid användning fortfarande är en utmaning för PAFC. Ytterligare nackdelar, menar menar Sorensen et al, är den långa uppstartstiden som kan ta timmar, samt att en enhet tar upp stor yta [56]. Vidare menar de att teknologin behöver slå igenom ordentligt för att kunna utmana de andra teknikern pris- och teknikmässigt.
Solid oxide fuel cells (SOFC)
SOFC-teknik passar bra till större anläggningar, då bland annat drifttemperaturren är väldigt hög. En sådan enhet kan även samverka med en ångturbin och på sätt få ut mer elektricitet [56]. Tekniken har problem med pålitligheten samt hållbarheten och är därmed inte kommersialiserad, däremot har problemen identifierats och fler och fler lösningar till dessa uppkommer. Tekniken är i dagsläget
dyrare än de andra nämnda teknikerna men det finns möjlighet för kostnadsreduktioner i samband med eventuell kommersialisering [61].
Molten carbonate fuel cells (MCFC)
Drifttemperaturen är ganska hög även i MCFC-teknik, vilket likt SOFC-tekniken gör den kapabel att samverka med en ångturbin för ökad effektivitet. Hu et al [59] menar i sin text om bränslecellers teknikutveckling att MCFC är en av de mest lovande teknikerna eftersom den nyligen nått kommersialisering, samtidigt som det finns utvecklingspotential. En utmaning i dagsläget är att den höga drifttemperaturen kan leda till skador på cellkomponenterna [56]. Vidare menar Hu et al att prognoser om teknisk utveckling snabbt kan svänga, vilket gör det viktigt att kontinuerligt samla kunskap om den senaste tekniken. Det huvudsakliga bränslet som används i dagens MCFC-teknik är kolväten som reformeras i bränslecellen, därav behövs ytterligare utveckling för att tekniken ska kunna drivas på ren vätgas [62].
3.4.2 Gasturbin
Gasturbinen har funnits länge och används inom många tekniska områden. En illustration av gasturbinens konceptuella uppbyggnad återfinns i Figur 8. I stora drag börjar processen med att komprimerad luft tillsätts bränsle som tänds på i en brännkammare. Gasen expanderar genom en turbin som driver en rotor, som i sin tur driver kompressorn samt en generator. Från generatorn skickas sedan elen ut på nätet. De största gasturbinerna går idag upp mot 200 megawatt, en storleksklass som ångturbiner tidigare har dominerat. Genomgående i litteraturen är uppfattningen att gasturbiner kan spela en stor roll i arbetet mot en mer klimatneutral elproduktion.
Figur 8. Schematisk bild av olika komponenter och flöden i en gasturbin [63].
I litteraturen framgår det att dagens gasturbiner främst använder naturgas som bränsle och att turbiner drivna av ren vätgas inte är en etablerad teknik. Däremot finns ett intresse för tekniken bland olika aktörer samt att viss litteratur menar på att det kan vara en lovande teknik för
omvandling av ren vätgas till elektricitet [64], där exempelvis Siemens har som mål att kunna driva alla sina gasturbiner på 100 procent vätgas till år 2030 [65]. Breeze [66] framhäver gasturbiners bränsleflexibilitet där exempelvis vätgas i kombination med andra gaser från gasifiering av biomassa och kol är möjliga alternativ.
Det ökade fokuset på minskad klimatpåverkan gör att utvecklingen av gasturbiner och dess bränsle går mot mindre växthusgasutsläpp [66, 67]. Taamallah et al [67] menar att det finns stor potential för bränslen med lågt kolinnehåll, samtidigt som en hög verkningsgrad erhålls. Något som hindrar denna potential i dagsläget är enligt Taamallah et al [67] att gasturbinerna historiskt har optimerats utifrån naturgas som bränsle. Detta leder till att turbinerna behöver anpassas för att på ett effektivt sätt kunna förbränna syngas, vars sammansättning av gaser kan variera och därmed påverka driftdugligheten och effektiviteten. Vidare menar Taamallah et al att en ökad andel vätgas i gasblandningen bland annat kan möjliggöra lägre växthusgasutsläpp och ett högre energiinnehåll per massenhet. Samtidigt finns nackdelar med ökad vätgasandel, såsom lägre energiinnehåll per volymenhet och högre belastning på kompressorn om högre flöde krävs, vilket även Ditaranto et al [68] och Devriese et al [64] styrker.
