Her følger anden del af skrækhistorien om tysk energiforsyning baseret på sol og vind. I første del kiggede vi på batterier som lager til backup. Denne gang regnes der på brugen af brint i denne rolle. Det ser ikke godt ud, for at sige det mildt:
- Der forudsættes et elektrolysetab på 30% ved fremstilling af brint, og et tab på 50% ved omsætning af brint til elektricitet. Elektrolysetabet på 30 % kan der ikke gøres meget ved, idet dette er beregnet ud fra brints nedre brændværdi, dvs. brændværdi uden udnyttelse af kondensationsvarme for den vanddamp, der dannes ved forbrændingen. Medregnes denne varme-mængde, får man 82 % af det teoretiske udbytte. Dette kan nok forbedres noget, men der er mange omkostninger, der ikke er medregnet. F.eks. energiforbruget til fremskaffelse og rensning af det vand, der medgår til elektrolyseprocessen. Til gengæld er effektiviteten af brint som brændsel formodentlig for højt sat. Rent bortset fra, at der endnu ikke eksisterer gasturbiner, der kan køre på ren brint.
- Der observeres ved alle beregningerne et uhyrligt krav til lagrings- og ydelseskapaciteten. Under forudsætning af det nuværende elforbrug vil det for brints vedkommende kræve en elektrolysekapacitet beregnet som produceret brint på 113-252 GW, og ydelsen for brintturbiner 56 – 121 GW.
- Et brintlager ved 80 bar vil have et rumfang mellem 183 og 367 millioner m³, svarende til en kugle med en diameter på henholdsvis 705 m og 875 m.
Øvrige forudsætninger er som i første del af denne artikel – om batterier som backup.
Forklaring tabel 1:
Tabellen viser øverst de anslåede tab ved elektrolyse og elfremstilling ved brint. Vi er gået ud fra, at der mistes 300 W/kW eller 30 % ved elektrolyseprocessen, og 500 W/kW eller 50% ved elproduktion ved hjælp af en gasturbineopladning, i alt et tab på 65 %. Og vil lige indskyde, at der, så vidt det har været muligt at finde ud af, endnu ikke eksisterer gasturbiner der kan fungere med mere en 30 volumen-% brint i en naturgasblanding. Naturgas har en betydeligt højere brændværdi per m³ end brint. Så 30 volumen-% brint, betyder at 90% af energien vil komme fra metan/naturgas.
Tabellen viser hvor stor en andel, der tabes af den elektricitet, der føres til lager. Måske ansat til den høje side, men virkeligheden plejer ikke at være helt så gunstig som sælgere og professorer lover.
Elprisen er sat til 110 €/MWh svarende til 82,5 øre/kWh.
Beregningerne for den fremtidige forsyning er udført under antagelse af, at grøn el + et lagersystem skal kunne dække forbruget i 2023 gange henholdsvis 1,00; 1,25; 1,50; 1,75 og 2,0, og at man anvender brint som energilager.
Linjen nedenunder viser de beregnede fremtidige gennemsnitlige ydelser fra vind og sol.
Derefter vises med hvilken faktor den nuværende (2023) ydelse fra vind + sol skal forøges for at nå disse mål.
De to sidste linjer viser de beregnede maksimale og minimale ydelser fra et fremtidigt vind- + solsystem.
Herefter kommer tabet ved energilagring ved brint, dette bør sammenholdes med tabellen fra forleden, der viser tabene af elektricitet ved batterilagring. Både den ene og den anden løsning må siges at have sine ulemper!
Herefter kommer linjen ”tillægsomkostninger” osv., der viser hvad energitabet kommer til at betyde for elprisen, når man anvender brint som lagringsmedium. Og hvor stor udgift der i gennemsnit vil påføres den enkelte borger.
Nederst kommer så nogle linjer, der viser den nødvendige lagerstørrelse ved anvendelse af brint som lagermedium. Antallet af TWh siger ikke nogen noget men til sammenligning kan anføres, at lagerkapaciteten i svenske vandmagasiner er i alt ca. 34 TWh.
Linjen ”Antal dage, gns. prod.” viser hvor mange døgns gennemsnitlige produktion, der skal kunne lagres. Tallet svarer meget godt til, hvad jeg har set i både en tysk og en amerikansk artikel om niveauet for nødvendig strømlagring. Middeltallet er endda lidt lavere.
”Maks. til lager” angiver kapaciteten for brintelektrolysen. 96,2-214 GW. Til sammenligning er Haldor Topsøe i gang med i Herning at bygge en fabrik til fremstilling af elektrolyseapparater, hvis kapacitet opgives til 0,5 GW per år. Det vil for denne fabrik altså vare 96/0,5= 192 år at fremstille tilstrækkelig kapacitet til det lavest valgte niveau for brintfremstilling.
Man kan også anføre at 96,2 GW svarer til omtrent det dobbelte af det tyske gennemsnitlige elforbrug. Så vi befinder os ikke i småtingsafdelingen.
Det samme gælder for ”Maks. trukket ud”. Niveauet svarer til det gennemsnitlige tyske elforbrug. Gasturbinefabrikanterne har grund til begejstring.
Figurerne 1-3 nedenfor referer til en grøn elproduktion svarende til forbruget i 2023 og med brint som lagringsmedium og med et strømforbrug svarende til det nuværende.
”Den tyske industri skriger på grøn brint”
– forlyder det, så det må jo være rigtigt nok. Tysklands samlede energiforbrug er omkring 400 GW. (400 milliarder Joule per sekund). Så vi har regnet på, hvordan vi skulle kunne fragte brint svarende til en ydelse på 5% af dette altså 20 GW over en distance 700 km til et forbrugssted i Tyskland.
Brint er vanskeligt at transportere, bl.a. fordi energiindholdet per kubikmeter kun er ca. 1/3 af energiindholdet i en kubikmeter naturgas. Der er også andre problemer. Først og fremmest at almindeligt stål ikke er modstandsdygtigt overfor brint, idet brint under tryk selv ved stuetemperatur reagerer med stålets kulstofindhold og dermed skørner dette, så trykbeholdere ikke bare kan, men vil eksplodere på et tidspunkt.
Rørdiameteren for den nævnte brintydelse kan ikke være meget mindre end 2000 mm.
Af hensyn til klimaet har man fordrevet den europæiske stålindustri til lande, der ikke bekymrer sig om klimaet, således at EU nu kun producere godt 100 millioner tons stål om året, medens Kina med en 2-3 gange så stor befolkning producerer over 1000 millioner tons om året.
Den nævnte rørledning vil med et meget upræcist, men ikke helt urimeligt skøn, kræve en stålmængde på omkring en million tons. Specialstål vel at mærke. Og den transporterede brintmængde vil svare til ca. 5% af det tyske energiforbrug.
Regner man med 70% elektrolyseeffektivitet og at havvindmøllekapaciteten kommer til at svare til vore nyeste og største vindmølleparker, Norddjurs, Horns Rev 3 og Kriegers Flak, vil man ud fra 2023 tallene, der angiver en kapacitetsudnyttelse på 45,1%, 46,3% og 45,9% kunne regne med at skulle bygge havvindmøller med en samlet nominel kapacitet på 20/0,7/0,5 = 57 GW til en pris på næppe under 30 milliarder per GW, i alt omkring 1700 milliarder kroner.
Dog en slags penge. Hvortil så kommer et ukendt men milliardstort beløb til den ene eller anden slags ellager, batterier, brint, PtX osv.
Det hele forekommer at være rablende vanvittigt. Udtænkt af talblinde populister.
Fra uventet hold, energiministeren, er der blevet sagt noget fornuftigt i denne sag, nemlig at danske skatteydere ikke skal betale for at forsyne tysk industri med brint.
Danish
Udledningen af IQ må nedbringes med 130 pct. inden 2028. Vi kan, hvis vi vil!
Heller ikke her vokser træerne ind i himlen, og i euforien kan man nok overse mulige problemer med brint, og hvad skal man så stille op med sol- og vindkraft i en nul-udledende elproduktion🤔
Samlet erhvervsliv: Et brintrør til Tyskland kræver statens hjælp
https://www.danskerhverv.dk/presse-og-nyheder/nyheder/2023/september/samlet-erhvervsliv-et-brintror-til-tyskland-kraver-statens-hjalp/
Selskab vandt statsligt udbud til over 100 millioner kroner – nu er det truet på livet
https://www.tvmidtvest.dk/holstebro/selskab-vandt-statsligt-udbud-til-over-100-millioner-kroner-nu-er-det-truet-paa-livet
Ørsted trækker sig fra brintprojekt i Tyskland, da projektet ifølge landechef ikke er økonomisk rentabelt
https://ekstrabladet.dk/penge/oersted-traekker-sig-fra-brintprojekt-i-tyskland/10030239
Kritiken: Världens vindkraft räcker inte för att göra vätgasen grön
https://www.tn.se/naringsliv/35928/kritiken-varldens-vindkraft-racker-inte-for-att-gora-vatgasen-gron/
Den tyska delstaten Niedersachsen var först med vätgaståg i trafik. Men bränslecellstekniken blev för dyr i drift. Nu investerar man i 102 batteridrivna modeller.
https://www.nyteknik.se/fordon/dumpar-vatgasen-ett-ar-efter-utrullning/3929586
The underreported global warming impact of hydrogen gas
https://www.energymonitor.ai/hydrogen/weekly-data-the-underreported-global-warming-impact-of-hydrogen-gas/?cf-view&cf-closed
The Green Hydrogen Problem That No One Is Talking About
https://oilprice.com/Energy/Energy-General/The-Green-Hydrogen-Problem-That-No-One-Is-Talking-About.html
SAMHÄLLE | ENERGIPOLITIK
Vätgasbubblan kommer att spricka
Svenska Hybrit gör ”grön”, fossilfri järnsvamp med hjälp av vätgas.
Tekniken för att omvandla elektricitet till vätgas är ännu under utveckling och vi vet inte om den fungerar i stor skala. Vätgasen är svår att lagra och svår att hantera på ett miljövänligt sätt. Till detta kommer stora kostnader, skriver forskarna Jan Blomgren, Magnus Henrekson och Christian Sandström.
AV JAN BLOMGREN, MAGNUS HENREKSON OCH CHRISTIAN SANDSTRÖM | 7 DECEMBER 2022
Eventuella åsikter och slutsatser i texten är skribentens egna.
I samhällsdebatten pekas ofta vätgas ut som en viktig ingrediens i strävan att minska utsläppen av koldioxid. Det är också den lösning som såväl EU som den förra regeringen lyft fram. Inom ramen för EU Hydrogen Strategy kommer EU att satsa 430 miljarder euro på vätgas fram till år 2030. Den av regeringen initierade organisationen Fossilfritt Sverige förordar att Sverige år 2045 har byggt ut sin kapacitet att producera väte till 8 GW. För detta krävs 70 TWh el per år, vilket motsvarar hälften av dagens totala elförbrukning i Sverige.
Det finns två huvudsakliga tekniska tillämpningar som ofta blandas samman i debatten. Dels handlar det om energilagring, dels om att producera vätgas för användning i industriella processer, vilket vi nu ska fokusera på.
Vätgas finns inte i fritt tillstånd i naturen. Nästan all vätgas i världen produceras med fossil gas som råvara. I korthet innebär det att den fossila gasen, som består av kol och väte, reagerar med syre så att kolet bildar koldioxid och vätgas. Därmed leder produktionen av vätgas till utsläpp av stora mängder koldioxid.
Det har därför föreslagits att vätgas skulle produceras genom elektrolys, en process där el används för att dela upp vatten i vätgas och syrgas. Detta kräver dock mycket stora mängder el. Om den vätgas som redan idag används i Europa skulle produceras med elektrolys skulle ytterligare ungefär 440 TWh el behövas. Detta motsvarar mer än tre gånger Sveriges nuvarande elkonsumtion och nästan all el som i dag produceras av Frankrikes 56 kärnkraftsblock. Om ambitionen är att minska utsläppen av koldioxid förefaller det rimligt att börja med att framställa denna vätgas koldioxidfritt, innan man bygger infrastruktur för ytterligare insatser.
Det tänkta framtida vätgassamhället behöver alltså enorma mängder el. Vilka kostnader handlar det om?
Elproducerad vätgas och vätgasbaserat stål
Det finns i Sverige långtgående planer att framställa stål utan omfattande utsläpp av koldioxid. Järnmalm innehåller järnoxid, en förening av järn och syre. Idag avlägsnas syret genom att hetta upp malmen tillsammans med rent kol, vilket leder till att koldioxid avges och rent järn blir kvar. Denna process leder till betydande utsläpp av koldioxid. Globalt står ståltillverkning för åtta procent av världens utsläpp av koldioxid, att jämföra med 12 procent för all biltrafik och två procent för allt flyg.
Tanken är att i stället producera vätgas med elektrolys, och att vätet ska reagera med syret i järnoxiden, med vattenånga och rent järn som slutprodukt. Lägger man samman de planer som presenterats i Sverige handlar det om ett elbehov på drygt 80 TWh för att producera den vätgas som åtgår. Detta är lika mycket som Finlands totala elförbrukning och fyra gånger mer än elförbrukningen i Stockholms län med 2,4 miljoner invånare.
Bara byggnationen av elproduktionen skulle alltså kräva alla vinster under 27 år.
Låt oss börja med att anta att den erforderliga elen kommer att produceras med kärnkraft. Det senaste nya kärnkraftslandet i världen är Förenade Arabemiraten. Där har ett koreanskt företag byggt det nya kärnkraftverket Barakah med fyra reaktorer. Dessa reaktorer ger vardera 11 TWh per år och kostar 60 miljarder kronor styck. Det skulle därmed högt räknat krävas åtta reaktorer till en total kostnad om 480 miljarder kronor (om byggkostnaderna blir högre påverkar det naturligtvis kalkylen) för att producera de 80 TWh som krävs för att få fram den vätgas som åtgår till den planerade produktionen av fossilfritt stål.
Den samlade genomsnittliga helårsvinsten hos LKAB och SSAB under femårsperioden 2017–21 uppgick till 18 miljarder kronor om året. Bara byggnationen av elproduktionen skulle alltså kräva alla vinster under 27 år. Driftskostnaden för nybyggda kärnkraftverk torde ligga runt 60–80 öre per kWh initialt och sjunka ner mot 40 öre i takt med att investeringen blir avskriven. Det skulle ge ungefär 50 miljarder kronor i produktionskostnad för den el som krävs. Därmed skulle kostnaden för elproduktionen överstiga dagens vinstnivåer med en faktor tre.
Kostnaden för att bygga och driva elektrolysanläggningarna återstår att ta med i kalkylen. De mest optimistiska prognoserna anger en byggkostnad år 2030 på fyra miljarder kronor per GW, eller ytterligare 60 miljarder kronor. Det är oklart hur länge sådana anläggningar håller, då det handlar om en teknik som hittills inte byggts i så stor skala. De mest optimistiska bedömningarna ligger på upp emot tio år.
Om den el som krävs för tillverkningen av det fossilfria stålet inte ska produceras med kärnkraft så måste den i allt väsentligt produceras med vindkraft. I så fall handlar det dels om högre kostnader för själva elproduktionen, särskilt om det handlar om havsbaserad vindkraft, dels om att det tillkommer stora kostnader för överföring av el från tusentals vindkraftverk. En utredning från OECD har visat att kostnaderna för elöverföring kan vara lika stora som för själva elproduktionen när produktionsanläggningarna är utspridda över stora områden, vilket är fallet med vindkraft.
Staten villig att bära kostnaden
På denna punkt har dock staten tidigare indikerat villighet att bära en stor del av kostnaden för den havsbaserade vindkraften. Energiöverenskommelsen från 2016 (mellan S, M, MP, C och KD) angav att ”[a]nslutningsavgifterna till stamnätet för havsbaserad vindkraft bör slopas.”
I sin planering för den kommande tioårsperioden anger Svenska kraftnät (2021, s. 136) att de ”bygger ut transmissionsnät till havs till vissa utvalda punkter och sedan ger möjlighet för flera aktörer att ansluta. … Svenska kraftnät [betalar] för transmissionsnätet till havs och anslutande part betalar anslutningen mellan elproduktionsanläggningen och den havsbaserade knutpunkten.” Trots detta och trots att myndigheten listar de omfattande ansökningarna om att bygga havsbaserad vindkraft så avstår de helt från att ange vilka ytterligare kostnader detta kan leda till för skattebetalarna. De skriver (s. 149): ”Vid bedömning av investeringsbehovet 2022–2031 har hänsyn inte tagits till ett utökat uppdrag avseende havsbaserad vindkraft, och inga kvalificerade analyser av konsekvenserna på vår investeringsportfölj av ett sådant uppdrag har gjorts.”
Med tanke på att det enligt Svenska kraftnät (2021, s. 127) finns ansökningar om att ansluta 116 GW havsbaserad vindkraft till elsystemet är detta förbiseende minst sagt anmärkningsvärt. Med en effektfaktor på 50 procent skulle detta motsvara en årlig elproduktion på enorma 508 TWh, det vill säga ungefär tre gånger Sveriges nuvarande totala elproduktion. En stor del av subventionen skulle hamna hos LKAB och ståltillverkningsföretagen SSAB och H2GS. Det stål de tillverkar kommer sedan i huvudsak att exporteras och ingå som insatsvara i produkter som konsumeras i andra länder, det vill säga det blir i sista änden en överföring av resurser från det svenska skattebetalarkollektivet till medborgarna i andra länder. Läget kan dock ha förändrats radikalt i och med den nya regeringen. Enligt Tidöavtalet stoppas ”[p]lanen att låta elnätskollektivet subventionera den havsbaserade vindkraftens elnätsanslutningar”. Detta har redan lett till ett kraftigt fall i intresset att investera i havsbaserad vindkraft.
Den totala effektiviteten i denna process ligger på runt 35 procent. Med andra ord får man ut ungefär en enhet el efter att ha använt tre enheter för att driva systemet.
Om vätgasen produceras med vindkraft tillkommer ytterligare kostnader orsakade av varierande tillgång till el. Med de volymer som diskuteras får man ett elsystem där vindkraften står för långt mer än hälften av all el. Då är inte den viktigaste utmaningen att priset varierar kraftigt med varierande elproduktion (vilket det kommer att göra). En ännu större utmaning är att vid svaga vindar kommer det helt enkelt inte att finnas tillräckligt med el för att driva elektrolysen, oavsett priset. Därmed kommer man att behöva bygga överkapacitet för att producera ett överskott vid god tillgång på el, och anläggningarna får sedan gå på nedsatt kapacitet eller stå helt stilla vid svaga vindar. Jämfört med om man haft konstant tillgång till el tvingas man alltså att bygga större kapacitet för vätgasproduktion, och ökad kapacitet för lagring.
Oavsett tankarna på vätgas producerad med el för industriprocesser diskuteras även möjligheten att använda vätgas för energilagring. Vätgasen kan sedan eldas i en gasturbin för att generera el. Den totala effektiviteten i denna process ligger på runt 35 procent. Med andra ord får man ut ungefär en enhet el efter att ha använt tre enheter för att driva systemet. Här finns dessutom komplikationen att vätgas kräver mycket stora lagringsvolymer; energitätheten är bara en tredjedel av motsvarande täthet hos naturgas. Idag finns inga turbiner som kan använda ren vätgas; det krävs en inblandning av minst 40 procent metangas. Huruvida det går att klara ren vätgaseldning med rimlig teknikutveckling återstår att se.
Många försvårande omständigheter
En annan försvårande omständighet är att det krävs tillgång till stora mängder rent vatten. Idag krävs ofta att vattnet renas innan elektrolysen (den process där vattnet delas upp i vätgas och syrgas). Den enklaste metoden att få tillräckligt rent processvatten är ofta att koka det till ånga och sedan kondensera det tillbaka till vätska. Detta är dock synnerligen energikrävande, och om man gör detta med el blir den totala effektiviteten än lägre.
Om inte kärnkraft är aktuellt, måste således den fossilfria elen produceras med vindkraft. Låt oss för enkelhets skull anta att elen ska produceras nära där den används och att havsbaserad vindkraft då knappast är aktuell på grund av att Bottenviken är islagd stora delar av året. Att underhålla verken under vinterhalvåret och få till förtöjningar som klarar de enorma krafter som uppstår när isen kommer i rörelse vid islossningen är utmaningar som ännu inte antagits av någon; oss veterligen finns ingen större vindkraftspark till havs någonstans i världen där havet är isbelagt stora delar av året.
Då det inte alltid blåser optimalt producerar landbaserade vindkraftverk bara motsvarande ungefär 40 procent av installerad effekt. Men om så mycket el produceras med vind måste det balanseras med stabil baskraft. Vattenkraften är redan fullt utnyttjad för detta ändamål. En möjlighet som är i linje med visionen om det fossilfria vätgassamhället är då att producera el med vätgas när det inte blåser. Energiförlusten från el till vätgas och åter till el är cirka två tredjedelar; det krävs därför tre kW vindel för att producera en kW vätgasel. För varje kW vätgasel krävs därför motsvarande sju kW installerad vindkraft om effektfaktorn är 40 procent. Så även när det blåser för fullt måste huvuddelen av den el vindkraftverken producerar avledas till att producera vätgas som kan användas för att producera el när det inte blåser.
Om vi antar att kombinationen av vindkraft och vätgas framställd med vindkraftsel ska producera 80 TWh el per år till LKAB och stålföretagen och om vi något optimistiskt antar att det blåser så mycket att vindkraften direkt kan leverera 40 procent av detta, då krävs 48 TWh vätgasel. (Vi har försiktigtvis utgått från LKAB:s ursprungliga bedömning om ett elbehov för deras del på 60 TWh. Detta har de nu höjt till 70 TWh. Tillsammans med SSAB:s och H2GS behov på 15 respektive 12 TWh summerar det totala elbehovet för den planerade järnsvamps- och ståltillverkningen till 97 TWh.)
För att producera 48 TWh vätgasel till elnätet åtgår 144 TWh vindkraftsel; fyra femtedelar av vindkraftverkens elproduktion måste användas till att producera vätgas som producerar el när det inte blåser. Eftersom landbaserade vindkraftverk bara producerar motsvarande 40 procent av installerad effekt så krävs vindkraftverk som, om det blåste optimalt hela tiden, skulle producera 440 TWh.
Dåligt utnyttjande av elnätet
En viktig aspekt, som ofta förbisetts i debatten hittills, är det extremt dåliga utnyttjande av elnätet detta skulle leda till. Det skulle bli oerhört kostsamt att bygga upp ett elnät som klarar att tillfälligt överföra radikalt högre effekt än idag och sedan stå overksamt eller gå på långt under maximal kapacitet en stor del av tiden.
Ett alternativ som verkar förespråkas av gruv- och stålföretagen är att bara producera vätgas till järnsvamps- och stålproduktionen när det blåser och då bygga upp lager av vätgas som är tillräckliga för att hålla i gång de kontinuerliga produktionsprocesserna. Enligt beräkningar skulle detta kräva mycket stora lager av vätgas, eventuellt kan det krävas en maximal lagringskapacitet på så mycket som 16 TWh (mätt som den mängd el som åtgår för att producera gasen). Till detta kommer att elektrolysörerna i det fallet bara kan utnyttjas till i bästa fall hälften av full kapacitet eftersom de bara kan köras när det blåser. Det beräknade kravet på lagringskapacitet kan jämföras med det största energilager som HYBRIT-projektet planerar för, det ligger på 0,1 TWh, medan H2GS säger sig bara planera för ett vätgaslager motsvarande några timmars behov.
För att sammanfatta: Tekniken för att omvandla elektricitet till vätgas är ännu under utveckling och vi vet inte om den fungerar i stor skala, vätgas är svår att lagra, exceptionellt reaktiv och svår att hantera på ett miljövänligt sätt.
Vindkraftverkens roll
Hur många vindkraftverk behövs då för att få fram de 80 TWh el som krävs för att producera vätgasen, hur stor landyta måste tas i anspråk (vi antar för enkelhets skull att all vindkraft är landbaserad då havsbaserad vindkraft knappast är möjlig i Bottenviken) och vad är den materiella resursåtgången?
Låt oss börja med fallet där stora vätgaslager ska byggas upp för att kunna förse anläggningarna med vätgas även när det inte blåser. Då räcker det med 80 TWh vindkraftsel. Låt oss utgå från uppgifterna från den landbaserade vindkraftsparken utanför Piteå som fullt utbyggd kommer att bestå av 1 100 verk och uppta en yta på 450 kvadratkilometer. Den beräknas leverera 10–12 TWh per år, vilket innebär att det krävs ungefär 100 verk per TWh.
Om vi antar att produktionen och landåtgången per verk blir densamma för att producera de 80 TWh som behövs krävs det 8 000 verk och en landyta på 3 300 kvadratkilometer, vilket motsvarar två och ett halvt Öland. Ett modernt landbaserat vindkraftverk väger 300 ton, till varje verk krävs en välpreparerad tillfartsväg, en monteringsyta på 5 000 kvadratmeter, och till varje vindkraftverks fundament åtgår 750 ton betong och 40 ton stål och järn. Rotorbladen är tillverkade av ett icke-nedbrytningsbart kompositmaterial och uppskattningar anger att bladen på ett verk kan tappa omkring 10 procent av totalvikten under sin livslängd, vilket motsvarar sex ton per verk. Verken kommer under sin livslängd att kräva löpande underhåll och har en livslängd på i bästa fall 25 år.
Kostnaden för återvinning och återställning av marken är oss veterligen inte inkluderad i de kalkyler som i dag används när man beräknar vindkraftens kostnader. I själva verket avser kraftbolagen att lämna fundamentet i marken och lägga över ett tunt jordlager när verken är uttjänta.
Fördubblad resursåtgång
På motsvarande sätt kan vi göra en kalkyl för fallet där även vätgasel ska produceras med vindkraft för att användas till att producera el när det inte blåser. Kalkylen ovan visade att det då i stället måste produceras 176 TWh vindkraftsel, det vill säga nästan dubbelt så mycket, vilket fördubblar den resursåtgång som anges i förrförra stycket.
Hur stor kan då kostnaden förväntas bli för att på detta sätt producera de 80 TWh el som behövs för tillverkningen av det fossilfria stålet, inklusive all den vätgas som måste produceras och kunna lagras i stor skala för att stabilisera elsystemet? Trots att en sådan lösning förespråkas av många som ser en massiv utbyggnad av produktion och användning av fossilfri el (dock ej kärnkraft) som helt central för att stoppa den globala uppvärmningen, så har vi inte lyckats hitta en enda seriös kalkyl av vad el producerad på detta sätt kan komma att kosta när den fullt ut bär sina kostnader.
I ett Europa som upplever strukturell brist på elektricitet redan i dag blir det svårt att se hur en sådan expansion av elbehovet är förenligt med en hållbar utveckling.
Enligt vår uppfattning är det ett minimikrav att de som förespråkar kombinationen av vindkraft och vätgas såväl för att producera fossilfritt stål som för att stabilisera elsystemet presenterar en realistisk kalkyl för vad den el som åtgår kommer att kosta. Denna kalkyl måste inkludera kostnaden för samtliga anslutningar (inklusive till land i det havsbaserade fallet), stödtjänster för att motverka obalanser i nätet, ett system för avvecklingskostnader (där ägarna fonderar medel i Riksgälden) samt kostnaden för elektrolysörer och vätgaslagring. I stället för att som idag klassas som byggnader bör vindkraftverk klassas som maskiner, med strängare skyddslagstiftning som följd.
Även om vi skulle gissa på en låg kostnad på en krona per kWh inklusive uppskattad kostnad för nätförstärkningar för att producera de 80 TWh som järnsvamps- och ståltillverkningen kräver, så uppstår en kostnad på 80 miljarder kronor som ska läggas på stålpriset. Detta motsvarar ensamt SSAB:s totala försäljning 2021. Om kostnaden i stället skulle bli lika hög som kostnaden för havsbaserad vindkraft i Storbritannien, det vill säga drygt två kronor per kWh så hamnar vi i stället på drygt 160 miljarder kronor.
Intresset för vätgas drivs av EU-bidrag
Ovanstående kalkyler borde stämma till eftertanke och man kan fråga sig hur vätgas kan ha fått så stor uppmärksamhet trots dess många inneboende brister, främst gällande den utomordentligt stora åtgången av elektricitet. I ett Europa som upplever strukturell brist på elektricitet redan i dag blir det svårt att se hur en sådan expansion av elbehovet är förenligt med en hållbar utveckling.
Trots dessa brister har vi de senaste åren sett hur vätgasen fått alltmer uppmärksamhet. Vätgas förespråkas av många som en viktig väg – kanske den allra viktigaste – till fossilfrihet och hajpen blir alltmer påtaglig:
* Lilla Mariestads kommun deltog vid FN:s klimatkonferens i Glasgow hösten 2021 för att dela med sig av sina erfarenheter av vätgas.
* Bolag med H2 eller Hydrogen i namnet börjar dyka upp – REH2, H2 Green Steel, Green Hydrogen och H2 Energy är bara några exempel i raden.
* Flera av dessa bolag har nu fått offentligt garanterade lån eller bidrag. H2 Green Steel fick i februari 2022 30 miljoner av Energimyndigheten och i oktober meddelades att de hade säkrat kreditfinansiering på 3,5 miljarder euro där större delen garanteras av offentliga institutioner. I december 2021 fick REH2 355 miljoner från Naturvårdsverket via deras program Klimatklivet.
* Det formas nationella strategier och kommuner börjar formulera egna vätgasstrategier.
En viktig drivkraft bakom denna hajp är förekomsten av stora mängder öronmärkta bidrag. EU väljer i sin Green deal att öronmärka 43 procent av totalbeloppet för satsningar på vätgas. Hela 430 miljarder euro (motsvarar 85 procent av Sveriges BNP) finns att tillgå i Bryssel för den som ägnar sig åt vätgasbaserade satsningar.
Risken är stor att det som nu pågår visar sig vara ännu en i raden av subventionsbubblor som blåsts upp på energiområdet under 2000-talet – biogasen, biodieseln och bioetanolen.
Svenska myndigheter och regeringar har inte varit sena att haka på vätgaståget. I Sverige har det främst handlat om att använda vätgas för att producera fossilfritt stål och därmed kunna eliminera Sveriges CO2-utsläpp vid ståltillverkning, men också att i stället för att exportera järnmalmen förädla den till järnsvamp på plats med hjälp av vätgas. Svenska myndigheter förstärker också regelmässigt de stöd som EU ger med ytterligare stöd.
I tidigare forskning om etanolbubblans tillkomst har visats att just förekomsten av kraftiga subventioner – vad som i praktiken kan karaktäriseras som gratispengar – förvrängde incitamentsstrukturerna för de inblandade så att en bubbla skapades.18 De faktorer som blåste upp en spekulationsbubbla på bioetanolområdet är i hög grad för handen på vätgasområdet.
Vätgasbubblan synad
Med tanke på hur stor uppmärksamhet som ägnats åt visionen om ett framtida fossilfritt ”vätgassamhälle” kan det tyckas förvånande att både så många tekniska problem återstår att lösa och att väl underbyggda kostnadskalkyler lyser med sin frånvaro. Vår analys visar att även försiktiga antaganden om kostnaden per kWh räcker för att påvisa den bristande realismen i de visioner som målas upp.
Risken är stor att det som nu pågår visar sig vara ännu en i raden av subventionsbubblor som blåsts upp på energiområdet under 2000-talet – biogasen, biodieseln och bioetanolen. Om detta också visar sig vara en bubbla kommer det att vara en bubbla som är betydligt större och kostsammare för samhället än de tre tidigare.
Jan Blomgren är professor i tillämpad kärnfysik och egen företagare inom rådgivning och utbildning på kärnkraftsområdet.
Magnus Henrekson är professor i nationalekonomi och var vd för Institutet för Näringslivsforskning (IFN) 2005–2020.
Christian Sandström är biträdande professor vid Internationella Handelshögskolan i Jönköping och oavlönad docent vid Chalmers Tekniska Högskola. Han är aktuell som medredaktör till boken Moonshots and the New Industrial Policy (Springer) och Gröna bubblor (Timbro förlag)
Jamen al den CO2, HAR jo netop været her i atmosfæren, mens kloden var grønnest??? Og hvorfor har de absolut største fortalere for samme idioti så købt huse lige ned til stranden? Her snakker vi Obama og Al Gore! Der er ganske enkelt ikke brugbar IQ mere!
Hej, det er sgu lidt skræmmende, når klimarealister ikke følger med! “Moderne” brint-motorer skal jo NETOP ikke frem og tilbage, men kan anvende det i en ren forbrænding! Stadig en faktor 100 bedre en solceller som kun kan levere, når der er mindst behov!!!
Ikke forstået. Der er tale om produktion af brint i perioder med overskud af strøm fra sol og vind. Brinten lægges på lager og bruges derefter i kraftværker til produktion af strøm om natten, og når det er vindstille. Tyskland påtænker at bygge kraftværker, der både kan køre på naturgas og brint, men de nødvendige brændere hertil findes ikke i dag. Kraftværket kan i stedet for turbiner udrustes med brændselsceller, men om det kan lade sig gøre i en stor-skala elforsyning ved jeg ikke, og der bliver under alle omstændigheder et betydeligt tab i processen.
Tak til Søren Kjærsgård for at præsenterer beregninger vedr. backup baseret på ren batteri eller ren brint. Begge scenarier er ekstremer, som naturligvis aldrig vil komme i spil i rendyrket form. Det er dog ganske relevant i klimadebatten at inddrage sådanne beregninger, da vi således kan forholde os til potentialet og problemstillinger i de forskellige metoder.
Jeg er stærk tilhænger af at de nationer, som har kapacitet og overskud til at teste nye innovative teknologier, også gør det. Det ligger i menneskets DNA at være nysgerrig, hvilket har bragt menneskeheden fremad igennem årtusinder. Så må vi se hvad der holder og hvad der ikke gør.
Den teknologiske del af klimadebatten i vesten bærer desværre stærkt præg af løsningsmodeller, som kun vil have en chance i rige lande. Man forestiller sig så at den mindre rige del af jordens befolkning taknemmeligt tager imod disse teknologier. Men hvordan dette så skal foregå eller hvem der skal finansiere dette svæver i vinden, hvilket jo tydeligt kommer til udtryk på COP møderne.
Forleden var der vist en her på siden der pegede på en form for global CO2 afgift under princippet at forureneren betaler. Men helt ærligt hvordan kan man forestille sig at verdens lande skal kunne blive enige om dette ?
Hvis man ønsker at nedbringe den globale CO2 udledning er man nødt til at se på løsninger der kan implementeres globalt. Jeg synes at den klimadebat vi har her i vesten og i særdeleshed i Danmark på ingen måde forholder sig til det globale perspektiv. Eksempelvis er den danske import af andre landes træmasse til afbrænding i kraftværker udtryk for en egoistisk adfærd, som af indlysende grunde aldrig vil kunne indgå i en global sammenhæng.
At flytte CO2 udledende aktiviteter uden for landets grænser er jo ikke en løsning. Man flytter jo bare rundt med CO2 aben mellem landene . Det ville være bedre at satse på optimering af processer og arbejdsmetoder. Måske vil det oven i købet være smartere at finansiere grønne initiativer i mindre rige lande i stedet for at kaste milliarder efter eksempelvis CO2 fangst i Danmark.
Under alle omstændigheder tror jeg at grundet kompleksiteten vil det være bedst at en grøn klimaplan foregår som et fælles anliggende i EU.
Tak for et interessant indlæg Søren Holst Kjærsgård.
Vedrørende din kommentar om det meget komplicerede, dyre og usikre system, så skriver du, at det hele forekommer at være rablende vanvittigt, udtænkt af talblinde populister. Det er det slet ikke. Du må tilbage til formålet med hele klimaprojektet. Hvis det politiske system var alvorligt bekymrede for CO2, så havde man da bare lagt afgift på det CO2 der kom fra afbrænding af fossile brændsler. Så havde folk sparet, og industrien ville af egen drift udvikle de teknologier, som var mest økonomiske. Men de er ikke bekymrede. Klimahysteriet startede med klimakonferencen i Rio i 1992. Her var formålet for industrilandenes politikere, at få skabt et system som gav dem mere magt, og for embedsværket at få skabt et indviklet og uoverskueligt system, som ville give dem magt og beskæftigelse i mange år. Det har jeg skrevet mere om i https://klimarealisme.dk/2022/05/27/raevekagen-i-1992/ .
Inden vi fælder dom, må vi forstå formålet med systemet – og så er det slet ikke rablende vanvittigt. – Men det er dybt deprimerende.