Holland vil have nationalt brint-net: Rørfører for 5,6 milliarder kroner frem mod 2031

4. juli 2022 kl. 12:355
Holland vil have nationalt brint-net: Rørfører for 5,6 milliarder kroner frem mod 2031
Sådan ser Gasunies planer ud for en hollandsk brintinfrastruktur. Illustration: Gasunie.
Den hollandske regering har indgået aftale med den nationale naturgasoperatør Gasunie om at etablere et landsdækkende transmissionsnet til transport af brint.
Artiklen er ældre end 30 dage

Holland skal have en en national brint-infrastruktur i løbet af det kommende årti.

Det står fast efter den hollandske klima- og energiminister Rob Jetten i sidste uge præsenterede planerne om, at lade operatøren af det nationale naturgastransmissionsnet Gasunie etablere en rørføring af brint på tværs af Holland.

Infrastrukturen skal ifølge Reuters bygges frem mod 2031 for en værdi af 750 millioner Euro eller svarende til 5,6 milliarder kroner.

Genbrug af eksisterende naturgasrør

Som Gasunie selv skriver i pressemeddelelse vil de med brintrørføringen blive TSO på brint, ganske som de er det i dag på naturgas.

Artiklen fortsætter efter annoncen

Det giver dem blandt andet mulighed for at genanvende dele af det eksisterende naturgasnet til etableringen af brintnettet, hvor hele 85 procent af rørene vil være genbrugsrør med både en økonomisk, tidsmæssig og klimamæssig besparelse som følge.

Den mulighed kigger flere gasoperatører på tværs af Europa på, og forventningerne til genbrug af rør er høje både på distributions- og transmissionsniveau.

Udfordringer ved konvertering fra naturgas til brint

Europa rundt indsamler TSO'ere og DSO'ere erfaring med konvertering af naturgasledninger til brint

I Danmark kigger Evida i samarbejde med Dansk Gasteknisk Center om en konkret rørstrækning mellem Frederikssund og Frederiksværk

Her undersøger parterne særligt, hvordan de eksisterende rør reagerer med en anden gas end metan, da der er risiko for at, der kan opstå brintskørthed

Den helt store udfordring vil dog højst sandsynligt være ventilerne, som ikke er designet til brint

I forbindelse med et tidligere hollandsk konverteringsprojekt, valgte man at udskifte ventilerne

Endelig er man stadig i gang med at undersøge, ved hvilke tryk det er muligt at transportere brint i de eksisterende rør

Kilde: Dansk Gasteknisk Center og Energinet

Netværket Ready4H2, som den danske operatør af gasdistributionsnettet Evida tager del i sammen med DSO’ere på tværs af 16 lande i Europa, vurderer, at 96 procent af selve rørmaterialet fra naturgasdistributionsnettet kan konverteres til transport af brint.

På samme måde deltager den danske TSO Energinet i samarbejdet European Hydrogen Backbone, som har estimeret, at 60-75 procent af det eksisterende transmissionsnet i Europa kan konverteres. Noget som Ingeniørens søstermedie GridTech har skrevet en del om.

Både for og i mod dansk infrastruktur

I Danmark har man endnu ingen faste planer for, hvordan en infrastruktur til transport af brint skal skrues sammen.

Artiklen fortsætter efter annoncen

Professor på Aalborg Universitet Brian Vad Mathiensen har tidligere over for GridTech forholdt sig kritisk til, hvorvidt vi skal have et brintnet, mens både Hans Henrik Lindboe, partner i Ea Energianalyse, og Brintbranchens direktør Tejs Laustsen Jensen mener, at et dansk brintnet kun skal forbinde business-to-business. Altså ingen brintføring til husstandsbrug.

Omvendt har en markedsdialog gennemført af Energinet sidste år påvist, hvordan PtX-aktører landet over, men i særdeleshed i Syddanmark, i stor stil efterspørger en infrastruktur.

Principbeslutning om danske brint-rør

Når det er sagt, har de danske politikere taget de første skridt på vejen til at følge deres hollandske kollegers eksempel.

Med PtX-aftalen fra marts måned i år blev aftalepartierne nemlig enige om, at »der skal skabes de nødvendige rammer for, at det i Danmark er muligt at
etablere en brintinfrastruktur til transport af brint i rør og til lagring i undergrunden.«

Med andre ord ligger der en principbeslutning om, at der skal etableres et rørnet til transport af brint, men hvor vidtrækkende det skal være, siger aftalen ikke noget om. Det skal undersøges nærmere i en række nedsatte arbejdsgrupper.

At der både kan blive tale om et nationalt og regionalt net, lægger aftalen omvendt op til i og med, at det prioriteres, at både landets TSO Energinet og DSO Evida får mulighed for at drive en kommende brint-infrastruktur. Og det gerne i genbrugte rør som i det hollandske tilfælde.

Varm tysk brintledning

Med PtX-aftalen kan der drages endnu en parallel til de hollandske planer. I begge tilfælde er der nemlig kig på det tyske brintmarked, hvorfor rørføringer her til er fremhævet både med de aktuelle hollanske planer og i den danske principbeslutning.

En egentlig brintstreng fra Danmark til Tyskland har længe været på tegnebrættet hos eksempelvis Energinet, der sammen med netop Gasunie har undersøgt muligheden for en jysk-tysk brintforbindelse i genbrugte rør.

Artiklen fortsætter efter annoncen

Her er resultatet af de to TSO’ers analyse, at en forbindelse med udgangspunkt i enten Esbjerg eller Holstebro ført parallelt med den Jyske Højderyg ned til Hamburg kunne være et godt bud på en rørføring.

De foreslåede linjeføringer for en potentiel dansk-tysk brintforbindelse, som Energinet og tysk-hollandske Gasunie har analyseret sig frem til. Illustration: Energinet/Gasunie.

5 kommentarer.  Hop til debatten
Debatten
Log ind eller opret en bruger for at deltage i debatten.
settingsDebatindstillinger
5
5. juli 2022 kl. 10:33

En fordel ved at lægge lagere ifbm. en energiø kunne være, hvis øen er forbåndet med flere markeder med flere brintrør på samme tid. En anden (mindre) fordel er, at det er mindre miljøpåvirkende at udskylle salt fra kaverner ude midt på Nordsøen end til f.eks. Limfjorden.

Brintlagring i saltkaverner i Nordsøen kan have passende beliggenhed ved energiøer med kompressoranlæg etc. på stålplatforme.

Store havvindmøller (2024 - 15MW) og (2030 - 27MW?) vil i Nordsøen have kapacitetsudnyttelse på over 55%. Så hvis de store spidseffekter skal kunne udnyttes, er det nødvendigt med elektrolyseanlæg og brintlagring ved vindmølleparker, som DTU her har angivet nedenfor.

Her er angivet omkostninger (LCOH) for brint inklusive centraliseret elektrolyseanlæg og vandbehandling for havvindmøller til 18kr/kg:</p>
<p>The minimum LCOH (Levelised cost of hydrogen), obtained for offshore electrolysis and hydrogen-driven operation mode, was estimated at 2.4 €/kg, which is competitive with the current costs of grey and blue hydrogen.</p>
<p>Onshore, offshore or in-turbine electrolysis? Techno-economic overview of alternative integration designs for green hydrogen production into Offshore Wind Power Hubs. DTU 2021 <a href="https://backend.orbit.dtu.dk/ws/portalfiles/portal/258017099/1_s2.0_S26…;

Anlæggene vil skulle placeres ved de store ilandføringer af havmøllestrøm, samt ved energiørne. Især ved energiøerne er der et enormt potentiale, fordi man så kan begrænse de dyre konverteringer mellem AC og DC.

Tager vi som et eksempel 2 GW vindmøller med 5000 fuldlasttimer om året ved energiøen, og kombinerer med 1 GW elektrolyseanlæg, sparer vi noget der ligner 5-10 mia til ilandføring. Der vil så typisk være omkring 3500 "tvungne" fuldlasttimer på elektrolysen og derfor op til 6500 fuldlasttimer på den del af strømmen der sendes videre (det svarer til en kapacitetsfaktor på næsten 70% for ilandføringsstrømmen). Ved lave elpriser, eller høje brintpriser, kan man øge kapacitetsfaktoren på elektrolyseanlægget og sænke det på ilandføringsstrømmen, hvilket er en god fleksibilitet at have - faktisk kan man også opnå det modsatte, nemlig 6500 fuldlasttimer på elektrolysen og 3500 timer på ilandføringen. Det handler om, hvorvidt priserne siger, at der er ilandføringen eller elektrolysen, som skal maksimeres i situationen.</p>
<p>Vi kommer til at lære mere om prisen på gaslagring i Nordsøen, når CO2-lagringen i Sirikanalen kommer i gang. Men mon ikke en lagerpris på et sted mellem 1000-2000 kroner pr tons er realistisk, plus brinttransport til og fra lageret?

4
5. juli 2022 kl. 09:14

Dels er det bedre at have lagring tæt ved forbrugerne end ude midt på havet, og dels lægges energiøerne, hvor der er relativt lavvande i området for at sænke omkostninger til fundamenter. Og så er energiøer meget dyre pr. m2, så der skal være vægtige grunde til at lægge dem der.

Brintlagre er heller ikke farlige, idet brint stiger meget hurtigt til vejrs, og dermed sjældent når at udgøre en fare, med mindre det er indespærret i overdækkede rum.

Dermed ikke sagt, at det kan medtages i overvejelserne, men det er nok ikke blandt de vigtigste aspekter ved placering af energiøer.

En fordel ved at lægge lagere ifbm. en energiø kunne være, hvis øen er forbåndet med flere markeder med flere brintrør på samme tid. En anden (mindre) fordel er, at det er mindre miljøpåvirkende at udskylle salt fra kaverner ude midt på Nordsøen end til f.eks. Limfjorden.

3
4. juli 2022 kl. 14:55

Hvorfor indgår brintlagring i underjordiske saltkaverner ved energiøer ikke i planlægningen? Således at der ved hver energiø er underjordisk brintlagring og landforbindelser i form af elkabler (HVDC) og brintrørnet.

Fremtidig 150GW effekt fra havvindmøller og samme effekt fra solceller en klar og blæsende solskinsdag kan umuligt bruges samtidig i elsystemet?

Alle fabrikanter af kraftværk naturgas turbiner har planer om opdateringer til 100% brint inden 2030 med samme elektriske virkningsgrader som naturgas, altså >30%. Således at de nuværende kraftværker med 100% brint opdaterede gasturbiner kan sørge for stabilisering af elnet og give tilstrækkelige elenergi og varme i fremtidige stille og mørke vinteruger?

2
4. juli 2022 kl. 14:03

Fordelene ved brint (ift. strøm på kabel) er, jf. den kilde ingeniøren selv linker til i artiklen [1]:

  1. Du kan transportere væsentlig effekt rundt uden at smadre landskabet (s. 11; "with diameters ranging between 24-48 inch, and will provide 3-13 GW (LHV) transport capacity per pipeline.")
  2. Transport er billigt(s. 12; "As shown, the levelised cost of transporting hydrogen through the European Hydrogen Backbone is estimated to be between €0.09-0.17 per kilo of hydrogen per 1000 km"). Det giver derfor mening, at lave brint direkte der hvor du har overskud af strøm og som ikke kan flyttes på kabel.

[1] https://gasforclimate2050.eu/sdm_downloads/european-hydrogen-backbone/

1
4. juli 2022 kl. 13:36

Jeg troede at en af de store fordele ved brint er at man kan producere det decentralt. Altså at man via allerede eksisterende elnet kan få energien i form af el ud til mindre anlæg hvorfra brinten så kan produceres og distribueres lokalt. Er det ikke en forældet tanke at alting skal graves ned hele vejen fra central produktion til den enkelte forbruger?

Decentral produktion er selvfølgelig begrænset af elnettets kapacitet, og kræver at man må optimere produktionen af brint til at være mere fleksibel end den er i dag, for dermed at kunne tilpasse sig perioder med overskydende kapacitet.