Økonomiske og teknologiske udfordringer for brintteknologier Del 1 Denne første del af notatet beskriver teknologiske udfordringer for udviklingen af brintteknologier. Notatet bygger på viden indhentet i forbindelse med projektets arbejdspakke 1 - opstilling af et teknologikatalog. Derudover inddrages viden fra projektparternes tidligere arbejde med de eksisterende strategier og roadmaps på området. Brintteknologierne kategoriseres inden for følgende områder i dette notat: elektrolyse og brintproduktion brændselscellebaseret konvertering til el lagring og infrastruktur øvrige forbrugs- og anvendelsesområder. Der er en vis fællesmængde af teknologiske udfordringer inden for hvert af disse områder, og gennemgangen af teknologiske flaskehalse baserer sig derfor på denne opdeling. Elektrolyse og brintproduktion Elektrolyse er en elektrokemisk proces, der ved hjælp af elektroder spalter vand til ilt og brint. I Danmark arbejdes med udviklingen af tre forskellige elektrolyseteknologier, der forventes at være de dominerende i det kommende energisystem. De tre elektrolyseteknologier er: alkalisk elektrolyse, PEM-elektrolyse (Proton Exchange Membrane) og SOEC-elektrolyse (Solid Oxide Electrolysis). Teknologiernes kommercielle stade er meget forskelligt og dette afspejler sig også i de teknologiske udfordringer. Alkalisk elektrolyse er en fuld kommerciel teknologi og den dominerende teknologi i dag til industriel brintproduktion. Større PEM-elektrolyseanlæg befinder sig i demonstrationsfasen, mens der foregår en indledende kommerciel anvendelse af de mindre anlæg. SOEC er fortsat under udvikling, men har lovende udsigter. Alkalisk elektrolyse Udviklingsindsatsen inden for alkalisk analyse fokuserer på at forbedre den eksisterende teknologi, der primært har været udviklet med henblik på industriel anvendelse, hvor effektivitetsgraden ikke har været afgørende for anlægget. De fleste nuværende anlægstyper er skræddersyede industrianlæg med stor produktion. Til brug for det kommende energisystem vil der i højere grad være behov for mindre anlæg, og udviklingsindsatsen i Danmark er derfor rettet mod masseproduktion af billige modulbaserede standardanlæg med høj energieffektivitet. Disse kan eksempelvis bruges i brinttankstationer. Dertil er der behov for et højere udgangstryk af gasserne og behov for at tilpasse teknologien så den er bedre egnet til dynamisk drift.
I de seneste fem år har private danske virksomheder, universiteter og myndigheder i fællesskab udviklet et modulært elektrolyseanlæg på 250 kw indbygget i en standardcontainer. Systemkapaciteten kan øges ved at tilføje nye moduler. Udover at muliggøre masseproduktion er det hensigten, at den modulbaserede tilgang skal reducere teknologiens installationsomkostninger. De vigtigste teknologiske udviklingsområder er ny elektrodeteknologi, herunder nye materialer for at opnå højere systemtemperatur. Der er i 2015 etableret 2,36 MW alkalisk elektrolyse i otte forskellige demonstrationsprojekter i EU. Et afgørende næste trin er at tilpasse og opskalere produktionsprocesserne til masseproduktion for at kunne høste de økonomiske gevinster forbundet dermed. Væsentligste teknologiske fokusområder for alkalisk elektrolyse Udvikle masseproduktion baseret på moduler Tilpasse teknologien til dynamisk drift Nye materialer for at opnå højere systemtemperatur PEM-elektrolyse PEM-elektrolyseanlæg er på nuværende tidspunkt den centrale elektrolyseteknologi i energilagringsdemonstrationsprojekter med VE. Der er etableret flere anlæg i både kw og MW klassen, og der er i dag tale om en driftsstabil teknologi. Brint produceret gennem PEM-elektrolyse er meget ren, hvilket kan spare omkostninger til rensning af gassen senere hen ved brug i følsomme applikationer. Den primære teknologiske udfordring ligger i at reducere materialeomkostningerne til produktion af elektrodekatalysatoren og dens stakke (bipolare plader). I anodekatalysatoren anvendes i dag iridium, som er et sjældent metal, der kan blive dyrere i fremtiden med øget global anvendelse. Udviklingsindsatsen er fokuseret på at identificere og udvikle nye materialer til de bipolare plader og strømopsamlere, samt til at erstatte katalysatoren med andre billigere og/eller mere effektive katalysatorer. Det nuværende elektrolysator har et godt levetidspotentiale, og der vil i takt med udvikling og implementering af nye materialer blive behov for levetidsstudier. Væsentligste teknologiske fokusområder for PEM elektrolyse Reducere materialeomkostninger SOEC SOEC-teknologien er som nævnt fortsat under udvikling. Teknologiens rolle på længere sigt findes særligt inden for større centrale anlæg, for eksempel til energibalancering og regulering af elsystemet. Der er fortsat behov for at forbedre levetid, robusthed og pålidelighed for celler og stakke. Udfordringen med begrænset levetid er særligt gældende ved drift ved høje strømtætheder. Omvendt giver høj strømtæthed højere brintproduktion, hvilket er vigtigt for den samlede økonomi for anlægget.
Man har tidligere brugt platin til elektroderne, men i dag anvendes primært nikkel og teknologien har derfor ikke de samme udfordringer med høje materialeomkostninger, som ses for andre af elektrolyseteknologierne. Det vurderes, blandt andet på bagrund af dette, at SOEC teknologien potentielt kan produceres med forholdsvist lave omkostninger. Produktionsprocessen er dog endnu ikke afprøvet i stor skala. Testresultater peger på, at drift ved høje temperatur øger ydeevnen betydeligt. Den væsentligste teknologiske udfordring på nuværende tidspunkt er at udrede hvorfor SOEC brændselscellerne nedslides ved høje strømtætheder og identificere tiltag til at undgå nedslidningen. Væsentligste teknologiske fokusområder for SOEC Forbedre levetid, robusthed og pålidelighed En generel teknologisk udfordring for alle tre typer af elektrolyseanlæg er at sikre en omkostningseffektiv vandbehandling og tørring af brint ved højt tryk. Brændselscellebaseret konvertering til el Ved en elektrokemisk proces omdanner brændselsceller et brændsel til elektricitet og varme. Følgende tre brændselscelleteknologier er under udvikling i Danmark: højtemperatur PEM (HT-PEM), lavtemperatur PEM (LT-PEM) og SOFC brændselsceller. LT-PEM er en tilgængelig teknologi, der har været demonstreret i en række forskellige anvendelser, eksempelvis brændselscellebiler, arbejdskøretøjer, gaffeltrucks, nødstrømsanlæg, hjælpegeneratorer og mikrokraftvarmeanlæg. SOFC teknologien er ligesom SOEC teknologien fortsat under udvikling, men enkelte demonstrationsanlæg kører rundt om i Europa. HT-PEM er ikke behandlet i indeværende notat, da der ikke foreligger data til teknologikataloget herfor. Årsagen hertil er, at der ikke er nogen industripart inkluderet i projektet der arbejder med HT-PEM. LT-PEM De teknologiske udfordringer for LT-PEM brændselscellen er at reducere produktionsomkostningerne og samtidigt forlænge levetid, holdbarhed og pålidelighed. Ligesom for PEM-elektrolyse ligger der en særlig udfordring i at reducere materialeomkostningerne til produktion af elektrodekatalysatoren (platin) og stakke (bipolare plader). Væsentligste teknologiske fokusområder for LT-PEM Reducere produktions- og materialeomkostninger Forbedre levetid, holdbarhed og pålidelighed
SOFC Udviklingen er især fokuseret på at reducere omkostningerne i enhederne, øge levetiden og øge pålideligheden. Senere kan der komme øget fokus på at udvikle anlæg, der kan drives fleksibelt i et smart grid system samt på produktion af anlæg, hvor overskudsvarmen fra elproduktionen kan udnyttes i fjernvarmesystemet. Væsentligste teknologiske fokusområder for SOFC Reducere produktionsomkostninger Forbedre levetid, holdbarhed og pålidelighed Opnå erfaring med storskala kørsler Lagring og infrastruktur Lagring af energi på gasform eller som flydende brændstoffer er nødvendigt også i fremtidens grønne energisystem. Brint og CO 2 kan konverteres til metan enten via en kemisk proces, ved hjælp af katalysatorer, eller biologisk ved hjælp af mikroorganismer. Gennem metanen er det muligt at udnytte den eksisterende gasinfrastruktur i form af kaverner, transmissionsnet og distributionsnet til indirekte lagring og transport af brint. En anden mulighed er at lagre brint i dedikerede brintlagre, der er placeret centralt i store kaverneanlæg eller decentralt i mindre overfladeanlæg. Tilsvarende kan brint transporteres i en dedikeret brintrørinfrastruktur eller injiceres i naturgassystemet. De teknologiske udfordringer i disse løsninger er beskrevet kort nedenfor. Brintlagring Der er fire nøgleteknologier i spil til lagring af brint: - Tryksatte tanke - Lagring som flydende brint (kryogenisk lagring) - Lagring i kemiske bindinger fx metalhydrider - Underjordisk lagring i kaverner Generelt gælder, at anlæg til lagring af brint skal udformes anderledes end til lagring af metan, fordi brint er mere eksplosiv og mere aggressiv over for stålkonstruktioner. Lagring i tryksatte tanke er en moden og udbredt teknologi. Disse tanke har dog forholdsvist høje materialeomkostninger, mens produktionsomkostningerne er mere beskedne. Desuden er de tunge, hvilke kan være en udfordring for mobile anvendelser. En anden mulighed er nedkøling af brint til flydende form, hvilket dog involverer et betydeligt energiforbrug. Dertil er der udviklingspotentiale for håndteringen af udledning af brint ved langtidslagring, såkaldt boil-off.
Lagring af brint i kemiske bindinger, såsom metalhydrider, er stadig under udvikling. Her er brinten kemisk bundet, og behøver derfor ikke at blive sat under højt tryk i tanken. Disse lagringsteknologier er dog fortsat kun tilgængelig i lille skala, og bruges udelukkende i sektorer, hvor højt tryk er et problem. Teknologien har desuden nogle udfordringer i form af reversibilitet, stabilitets- og materialeomkostninger. Ved lagring af større mængder gas er lagring i kaverner, for eksempel udtømte salthorste en oplagt mulighed. Internationale undersøgelser peger således på, at lagring i netop salthorste er både mere sikkert og har bedre økonomi end lagring i eksempelvis udtjente olie- og gasfelter eller grundvandsmagasiner. Der findes allerede i dag flere brintkavernelagre i bl.a. USA og Storbritannien. I Danmark har vi to aktive underjordiske kaverner kontrolleret af Energinet.dk Gaslager A/S. Væsentligste teknologiske fokusområder for lagringsteknologier Ingen væsentlige teknologiske udfordringer Potentiale for udvikling af teknologi til lagring i kemiske bindinger. Transport af brint i dedikeret brintnet Transport af brint i dedikerede brintrør af stål er en kendt teknologi. Allerede i dag findes der over 2400 km rørkapacitet til transport af brint i USA og 1600 km i Europa 1. PE-rør anvendes normalt ikke til transport af brint i dag, men undersøgelser peger på, at det er en teknisk mulighed. Det er demonstreret i Dansk Mikrokraftvarme-projektet i Vestenskov på Lolland. Der kan forventes en vis lækage af brint i PE-rør. Der er tale om en meget begrænset mængde, dog ca. 13 gange højere end ved transport af naturgas i naturgasnettet målt som energi. Kravene til kontrol af lækager fra rør og komponenter kan forventes at være højere i en startfase. Levetiden for både stålrør og PE-rør vurderes at være ca. 50 år, hvilket er sammenligneligt med tilsvarende infrastruktur til transport af naturgas. Transport af brint i naturgasnettet Der er visse udfordringer forbundet med transport af brint i naturgasnettet. Disse er både relateret til selve transporten og den efterfølgende anvendelse af gassen i forskellige applikationer. Undersøgelser viser således, at tilsætning af brint øger risikoen for revnedannelse i rørene. Tilsætning af oxygen til brinten har vist sig at nedsætte risikoen. Til gengæld kan oxygentilsætningen øge problemer med korrosion, hvis rørsystemet ikke er helt tørt. Alle samlinger udgør en udfordring ved en konvertering til brint, særligt omkring pakningerne. Relateret til anvendelsessiden er der en grænseværdi for brintindhold på 2 % volumen grundet en bekymring for korrosion af ståltanke i naturgaskøretøjer. Gasturbiner med lavemissionsbrændere kan desuden reagere følsomt på brint. Flere gasturbinefabrikanter har derfor fastlagt en maksgrænse for brintandelen på 5 % volumen, i nogle tilfælde endda ned til 1% vol. Endelig er brint et godt substrat for sulfatreducerende og svovlreducerende bakterier. Derfor er der risiko for, at bakterievækst i underjordiske gaslagre fører til dannelse af H 2 S. 1 Technology Roadmap Hydrogen and Fuel Cells (IEA, 2015). http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/technologyroadmaphydrogenandfuelcells.pdf
Væsentligste teknologiske fokusområder for brinttransport Transport i dedikerede brintrør vil kræve øget kontrol i en startfase Grænseværdier for brintindhold inden for flere anvendelsesområder begrænser mulighederne for brinttilsætning i naturgasnettet Udvikling af ståltanke i naturgaskøretøjer til at kunne tåle en højere andel af brint. Del 2 Denne anden del af notatet beskriver økonomiske udfordringer for udviklingen af brintteknologier. Notatet bygger på viden indhentet i forbindelse med projektets arbejdspakke 2 og 3 modelopstilling, scenarieopstilling og Balmorelmodelkørsler. Derudover inddrages viden fra projektparternes tidligere arbejde med scenarieopstillinger og økonomimodelkørsler. Brintteknologierne kategoriseres inden for følgende områder i dette notat: Transport persontransport, busser og lastbiler Energikonverteringsteknologier o Elektrolyse o Konverteringsteknologier, hvor brint indgår i fremstillingsprocessen af den pågældende energibærer Individuel opvarmning. Transport Som del af projektet med at analysere brintteknologier potentiale, har Dansk Energi foretaget en komparativ analyse af kørselsøkonomien for personbiler baseret på forskellige drivlinjer og brændstoffer. Fokus i dette afsnit er på en vurdering af potentialet for brændselscellebiler og dermed anvendelsen af brint direkte i transportsektoren. Brint indgår ligeledes i processer knyttet til produktionen af en række grønne brændsler. Konkurrenceevnen for køretøjer på grønne brændsler berøres således også. Metode: For at vurdere det bedste samfundsøkonomiske alternativ mellem de konkurrerende transportformer, er kørselsøkonomien pr. kørte kilometer beregnet. Kørselsøkonomien er udtrykt ved en samfundsøkonomisk nutidsværdi. Skatter og afgifter indgår ikke i beregningerne, da det kan være uhensigtsmæssigt at favorisere visse transportteknologier i forhold til det nuværende afgiftssystem. Udgangspunkt i metoden er baseret på Energistyrelsens Alternative Drivmiddelrapport, men er udvidet med bedre datagrundlag fra projektets dataark, selvstændig dataindsamling og beregninger. Resultater: Analyseresultater indikerer at brintbilen i persontransporten mod 2035 og 2050 bliver mere og mere konkurrencedygtig. Fra 2020 til 2035 forventes en stor reduktion i brintbilens salgspris. En stor del af reduktion kan tilskrives faldende omkostninger i bilens brændselscellesystem, som reduceres med knap 80 % i perioden.
Figur 1 Illustration af udviklingen i kørselsomkostninger for forskellige drivlinjer i persontransporten. Det fremgår at brintbilen, gasbilen (fossil gas) og el-hybridbilen ligger og konkurrerer med de konventionelle biler i 2035. I 2050 er brint, el, el-hybrid og gasbilen (fossil) på niveau. Figuren viser samfundsøkonomiske omkostninger og er baseret på højprisscenariet WEO-2015. Hvis der ses bort fra elbilen med lille batteri og kort rækkevidde, så viser analyseresultaterne at brintbilen i 2035 kommer på niveau med konkurrerende drivlinjer. Følsomhedsberegningerne viser, at brintbilen klarer sig bedst i scenarier med højere brændsels- og CO 2 -priser. Årsagen til dette er ovevejende at biler med forbrændingsmotorer har en relativt dårlig energieffektivitet og dermed et højere brændselsforbrug. Brintbilens energiforbrug er mindre og dermed er den, ligesom elbilen, mere konkurrencedygtig ved højere energipriser. I 2050 viser resultaterne, at brintbilen er blandt de billigste alternativer indenfor persontransporten. Når kørselsbehovet øges, dvs. kørte km pr. år, bliver kørselsøkonomien relativt bedre for brintbilen, da køretøjet afskrives over flere km. Dette gør sig ligeledes gældende for elbilen, som også har relativt høje investeringsomkostninger ift. brændstoføkonomien. Tung transport: Resultaterne indikerer at brint på den lidt længere bane også kunne få en rolle i den tunge transport indenfor segmentet af distributionslastbiler. Præliminære resultater indikerer at brændselscellelastbilerne bliver billigere end konventionelle lastbiler med forbrændingsmotorer på flydende grønne brændstoffer og gasser. Følsomhedsberegninger viser brændselscellelastbilerne kun er marginalt billigere ved lave brændselspriser. Det skal dog påpeges, at der på nuværende tidspunkt kun er ganske få udviklere af brændselscellelastbiler på verdensplan.
Figur 2 Det ses af figuren at gaslastbilen på SNG (metaniseret biogas) ikke kan konkurrere med brændselscellelastbilen i 2035. Figuren viser samfundsøkonomiske omkostninger og er baseret på højprisscenariet WEO-2015 Andre beregninger viser at elbussen er et billigere alternativ end brintbussen, mens brintbussen er det næst billigste alternativ. Begge løsninger ligger tæt på hinanden i 2035 og man kan derfor ikke afskrive at brintbussen også får en rolle. Figur 3 Det ses af figuren at biodieselbussen er billigst i 2035 og at gasbussen ikke kan konkurrere på bionaturgas i nogen af scenarierne. Brintbusser dyrere, men ved hurtigere reduktion i pris og D&V, kan brintbussen blive blandt de billigste løsninger. Figuren viser samfundsøkonomiske omkostninger og er baseret på højprisscenariet WEO-2015
Flaskehalse for brint til transport: Reduktion i investeringsomkostning og D&V: Det er afgørende for brintbilens konkurrenceevne, at specielt prisen på køretøjets brændselscellesystem reduceres som det forventes af bilproducenter. Skulle dette ikke blive indfriet, får brintbilen vanskeligt ved at konkurrere mod alternativerne. Den helt store achilles-hæl i brændselscellesystemet, er det dyre platin i bilens katalysatorer. Den påkrævede mængde platin til katalysatorerne reduceres løbende, men skal reduceres markant eller eventuelt substitueres med et billigere materiale, for at brintbilen kan nå det forventede omkostningsniveau. Prisen på brint: Præliminære beregninger viser, at brintbiler både i høje og lave prisscenarier kan konkurrere med alternativerne (undtaget elbil med kort rækkevidde) i 2035 hvis brintprisen ligger på 130-150 kr./gj. For at kunne levere brintpriser på dette niveau, forudsætter det dog et gennembrud af SOEC-teknologien, da alkalisk elektrolyse, på nuværende tidspunkt, ikke forventes at opnå tilsvarende virkningsgrader og dermed tilsvarende produktionspriser. Hvad skal der til for at gøre brintbilen absolut billigst i 2035: Brintbilen ville blive billigste transportløsning, hvis brændselscellesystemet bliver billigere end forventet eller hvis batteripriserne eller biomassepriser bliver højere end forventet. Brintbilen udkonkurrerer også de andre drivlinjer, hvis brintprisen falder under 130 kr/gj. Dette vil nok overvejende skulle ske som følge af lavere elpriser. Konverteringsteknologier I forbindelse med udarbejdelse af notatet om energibærere i arbejdspakke 3, er der foretaget flere beregninger og en analyse af produktionsomkostningerne for de i projektets medtagne konverteringsteknologier. Metode: Energikonverteringsteknologiernes økonomi er blevet undersøgt ved et komparativt studie, hvor produktionspriserne blandt andet er blevet sammenlignet med benchmarkingpriser for konkurrerende brændsler. I analysen er der foretaget følsomhedsberegninger ved forskellige spænd af inputpriser. Der foretages kun samfundsøkonomiske beregninger. Elektrolyse Resultater: Resultaterne knyttet til elektrolyse indikerer, at alkalisk elektrolyse baseret på virksomheden NEL s teknologi (atmosfærisk tryk), er den billigste form for elektrolyse nu og de næste år frem. Selvom SOEC endnu ikke er kommerciel, er der relativt høje forventninger til, at man kan forbedre virkningsgraden og reducere omkostninger for elektrolyseteknologien. Når disse forventninger ligges til grund for beregningerne i projektet, bliver SOEC signifikant billigere end de andre teknologier i 2035 og
2015* 2020 2035 2050 2015 2020 2035 2050 2015 2020 2035 2050 2015 2020 2035 2050 2015 2020 2035 2050 fremadrettet. SOEC er dog en forholdsvis umoden teknologi, og det er ikke muligt at vide med sikkerhed, med hvilken hast teknologien udvikler sig. Hvis forventningerne bliver indfriet, vil SOEC kunne levere brint til priser, der kan sikre brintbilens konkurrencedygtighed fra 2035. Analysen viser at, i et scenarie med lave energipriser vil SOEC have behov for længere driftstid og dermed have en ringere indtjening end i scenarier med højere brændsels- og elpriser. En udvidet analyse baseret på præliminære varighedskurver af elpriser fra Balmorelsimuleringer viser, at andre elektrolyseteknologier end SOEC ikke kan, eller kun vanskeligt kan, levere brint til en konkurrencedygtigpris. I future-scenariet baseret på en projektion af nuværende markedspriser til 2035, kan alkalisk NEL-elektrolyse akkurat levere brint til en pris på omkring 150 kr/gj, ved ca. 6500 driftstimer. DKK/GJ 350 300 250 200 150 100 50 0-50 68 77 79 79 Brintpriser v/ Elektrolyse WEO-scenariet, 2015 priser 61 64 67 67 54 57 59 59 64 64 65 68 54 58 62 Eff. % 67 80 70 60 50 40 30 20 10 0 SOEC AEC NEL Atmospheric pressure AEC Hydrogenics AEC GreenHydrogen.dk PEM Investering D&V Elektricitet Varme Samlet pris Virkningsgrad Figur 4 Illustration af omkostninger og brintproduktionspriser ved forskellige elektrolyseløsninger i højprisscenariet, WEO-2015. SOEC-løsningen forventes at blive billigst i 2035. Flaskehalse: Hvad skal brintprisen benchmarkes mod: En central flaskehals for udviklingen og udbredelsen af elektrolyse i storskala er hvordan, de teknologier der skal aftage brinten, udvikler sig. Ikke bare deres teknologiske udvikling, men også udviklingen af de rammevilkår som de brintaftagende teknologier spiller op imod vigtigt. I det ovenstående blev transportsektorens flaskehalse berørt. Hvis der skal efterspørges brint i transportsektoren, er det vigtigt at brændselscellesystemer opnår de forventede forbedringer ellers vil andre køretøjsteknologier udkonkurrere brintbilen, hvis de andre teknologier vel at bemærke opnår deres forventede forbedringer.
Ligeledes er det centralt for energikonverteringsteknologier der benytter brint, f.eks. metaniseringsteknologier, at de opnår konkurrencedygtige produktionspriser for grønne brændsler i forhold til benchmarkingpriser som for eksempel benzin inklusiv eksternalitetsomkostninger Reduktion i investeringsomkostning, drift og vedligehold af elektrolyseanlæg: Det er centralt, at faktorer som investeringsomkostningen samt drift og vedligehold reduceres for elektrolyseanlæggene. Hvis elektrolyseteknologierne ikke opnå de reduktioner der forventes, får brint vanskeligt ved at spille en større rolle i transportsektoren set ud fra et samfundsøkonomisk perspektiv. Privatøkonomisk spiller andre faktorer ind, og her er brint et solidt alternativ. Naturligvis kan dette reduceringsbehov skærpes/lempes alt afhængigt af om, eksempelvis, batteripriser eller hybridteknologi i transportsektoren udvikler sig mere eller mindre gunstigt i forhold til projektets basisantagelserne. For de alkaliske elektrolyseteknologier er drift og vedligehold generelt høje, og investeringsomkostningen forventes ikke at blive væsentlig billigere i fremtiden. Hvis det kunne lade sig gøre at producere og drive disse anlæg billigere i fremtiden, vil disse anlæg mere sandsynligt få en rolle. En halvering af anlægspris, drift og vedligehold vil gøre alkalisk elektrolyse konkurrencedygtig med SOEC. PEM-elektrolyseanlæg er generelt dyrere i investeringsomkostninger, mens drift og vedligehold er billigere. Her bør der derfor fokuseres at bringe investeringsomkostningerne ned. Virkningsgraden, prisen på el og varmegrundlag: Den vigtigste parameter for brintprisen er ubetinget elprisen, og derfor bliver det også centralt hvor effektivt energien konverteres fra el til brint. Elektrolyseanlæggene kan eventuelt optimeres, så de kører i perioder med de laveste elpriser. En analyse af præliminære resultater fra Balmorel viste, at der dels var relativt få timer med lave elpriser i modelsimuleringerne og dels at anlæggene skulle have relativt mange driftstimer for at dække deres omkostninger. Derfor kan reguleringsmekanismer i markedet, som andet fleksibelt forbrug der stabiliserer elpriserne og løfter lavpristimerne, identificeres som en flaskehals. Når elektrolyseanlæggene køres fleksibelt virker de i sig selv stabiliserende på elprisen, men for at elektrolyseanlæggene skal agere fleksibelt i elmarkedet og samtidigt have god økonomi, skal de have lavere kapitalomkostninger. Alternativt kunne man se muligheden for at elektrolyseanlæg kører konstant, og tilbyder at indstille brintproduktionen ved meget høje elpriser. En anden ting der kan være med til at reducere omkostningerne ved elektrolyseanlæg, er muligheden for at sælge restvarme fra processen. For at udnytte dette skal der sikres et varmegrundlag, der kan aftage varmen fra elektrolyseprocessen. Konverteringsteknologier hvor brint indgår Metanisering af biogas og termisk forgasning For at brint skal have en mulighed for at spille en rolle i metanisering af biogas, kræver det først og fremmest, at biogas bliver produceret til en konkurrencedygtig pris.
Analyseresultater viser, at konkurrencesituationen i et lavpris-scenarie, hvor biogas eller SNG benchmarkes mod, eksempelvis, naturgas inklusiv eksternalitetsomkostninger, kan blive skærpet for grønne gasser, hvis ikke der er billig biomasse til rådighed. Omvendt er konkurrencesituationen bedre for grønne gasser i scenarier med høje fossile priser. Det skal dog bemærkes, at hvis biomasseprisen følger med op i disse scenarier, vanskeliggøres konkurrencesituationen for de grønne gasser. Der er dog yderligere en udfordring knyttet til høje fossile priser, for de presser elpriserne op, således at brint til metanisering bliver dyrere. Beregninger indikerer at den billigste måde at fremstille SNG i 2035 er ved metanisering af biogas, efterfulgt af traditionel biogasopgradering og termisk forgasning. Resultatet afhænger naturligvis af hvilke forudsætninger man ligger til grund for henholdsvis elektrolyse og brintpris. I indeværende projekts analyseramme er antaget, at SOEC opnår de økonomiske og teknologiske gennembrud som producenter forudser. I højprisscenariet med høje elpriser ligger metanisering af biogas og opgradering af biogas, stort set på samme omkostningsniveau. Biogasopgradering er meget lidt elintensiv og er således mest følsom over for biomassepriser, mens metanisering af biogas er mest følsom over for elprisen. SNG 2 ser ikke ud til at kunne opnå en tilstrækkelig konkurrencedygtig pris for at kunne konkurrere i transportmarkedet i samfundsøkonomiske beregninger. Følsomhedsscenarier understøtter disse indikationer. I den tunge transport for lastbilssegmentet åbnes en mulighed for anvendelse af grøn gas, såfremt brændselscellesystemer ikke opnår de forudsete teknologiske gennembrud. Frem mod 2035 ser potentialet for grønne gasser i transportsektoren lovende ud. Efter 2035 tegnes et billede af, at den grønne gas skal bruges udenfor transportsektoren. DKK/GJ 200 SNG produktionsomkostning 2015 priser 150 100 50 0-50 2015 2020 2035 2050 2015 2020 2035 2050 Metanisering af biogas Biogas opgrad. Skrubber Investering kr/gj D&V kr/gj Brint kr/gj Elektricitet kr/gj Biogas Varme kr/gj Eksternaliter kr/gj Samlet pris kr/gj Naturgas Figur 5 SNG produktionsomkostninger sammenlignet med prisen for fossil naturgas inkl. emissionseksternaliteter. 2 Der skal muligvis inkluderes flere positive eksternaliteter (f.eks afgasningfordel) i beregningen.
Biometanolproduktion Forudsætningsdata viser at fremstilling af biometanol ved termisk forgasning ved hjælp af SOEC, er markant billigere end når biometanol fremstilles på traditionel vis ved forgasning af biomasse. Resultaterne viser, at metanol kan fremstilles til en pris, der kan konkurrere i transportsektoren i 2035. Biometanol er mest konkurrencedygtig ved høje fossile priser og/eller lave elpris. Individuel opvarmning Dansk Energi har som del af det overordnede brintkommercialiseringsprojekt analyseret potentialet for brintteknologier i individuelle opvarmningsløsninger mod 2050. Metode: Centralt i analysen var vurderingen af det fremadrettede potentiale for mikro-kraftvarme (KV) baseret på to forskellige brændselscelleteknologier, SOFC og PEM. Overordnet er der foretaget en komparativ analyse af de årlige varmeomkostninger inkl. investering samt drift og vedligehold af anlæg i hele deres levetid. Konkret er der udregnet balancevarmepriser udtrykt i nutidspriser for en række nøgleår. I beregninger er der lavet følsomheder med forskellige sæt brændsels- og elpriser. Der er desuden foretaget både en samfundsøkonomisk og en privatøkonomisk analyse af potentialet for brændselscelle mikro-kv i eksisterende boligmasse, såvel som nyere bygninger underlagt de eksisterende energirammer. Ligeledes er økonomien i mikro-kv blevet undersøgt ift. hvorvidt en del af peak-forbruget blev varetaget ved henholdsvis en gaskedel eller elpatron-løsning. Analyseresultater: Af de to undersøgte brændselscelleteknologier, SOFC og PEM mikro-kv, vurderes SOFC mikro-kv til at have det bedste potentiale på lang sigt. Resultaterne tegner dog et billede af, af mikro-kv generelt ikke bliver konkurrencedygtigt i Danmark inden 2050. De danske energisystemsforhold gør forretningsplanen svær at gøre rentabel. Dette gælder både i et samfundsøkonomisk og privatøkonomisk perspektiv. Mikro-KV vil dog højst sandsynligt blive rentabelt i andre lande med et andet energimiks og energiinfrastruktur. PEM mikro-kv forventes i følge projektet teknologidata, at opleve en reduktion på over 80 % i investerings og drifts- og vedligeholdsomkostninger. Analyseresultaterne viser, at PEM mikro-kv, selv med de nuværende progressive antagelser om teknologiske udvikling og gunstige antagelser om fremtidigt varmeforbrug og elpriser, ikke blev konkurrencedygtige med billigere teknologier som eksempelvis varmepumpen. SOFC mikro-kv forventes ligeledes at opleve en væsentlig reduktion i investeringsomkostninger samt drift og vedligehold på godt 60% mod 2020. Fra 2035 bidrager forventningen om længere anlægslevetid til at reducerede de årlige investeringsafskrivninger. De samfundsøkonomiske analyseresultater viser, at det økonomiske forbedringspotentiale gør SOFC mikro-kv billigere end både træpillefyr og oliefyr i 2035. Privatøkonomisk er SOFC (og PEM) mikro-kv dog stadig de dyreste løsninger i 2035.
Figur 6 Figuren illustrerer omkostningsspændet mellem den billigste opvarmningsløsning (varmepumpe) og en række mikrokraftvarmeløsninger i nøgleårene 2020 og 2050. I 2050 skal omkostninger for mikro-kraftvarme reduceres med yderligere 50 % for at blive billigst. Flaskehalse: PEM Reduktion i investeringsomkostning, drift og vedligehold: Det er ikke tilstrækkeligt at den forventede omkostningsudvikling bliver indfriet der skal opnås yderligere omkostningsreduktion for at konkurrere med billigere teknologier. Prisen på el: Selv med antagelsen om at brint produceres ved lave elpriser (eller endda gratis), så kan PEM ikke konkurrere med varmepumpeløsninger. Varmegrundlaget: Grundet høje investeringsomkostninger bliver varmegrundlaget centralt for løsningens konkurrencedygtighed. SOFC Reduktion i investeringsomkostning, drift og vedligehold: Det er ikke tilstrækkeligt at den forventede omkostningsudvikling bliver indfriet der skal opnås yderligere omkostningsreduktion for at konkurrere med billigere teknologier. Prisen på gas: Lavere gaspris er ikke i sig selv nok til at SOFC kan opnå konkurrencedygtighed.
Varmegrundlaget: Grundet høje investeringsomkostninger bliver varmegrundlaget centralt for løsningens konkurrencedygtighed. Anlægget kan blive konkurrencedygtigt, med nuværende antagelser, hvis: 25 % højere driftstimer, halvering af gaspris, tredobling af elpris. Figur 7 Figuren illustrerer fordelingen af omkostningsreduktionerne for mikro-kraftvarme fra i dag mod 2050. Mikro-kraftvarme generelt: Der er forventninger til at mikro-kv kan indfri store reduktioner i investeringsomkostninger samt drift og vedligehold. Ligeledes forventes levetiden af brændselscellen at forbedres markant og effektiviteten forventes bedret over tid. Alligevel er varmeløsninger baseret på mikro-kv presset på økonomien i forhold til andre opvarmningsløsninger. Energimæssigt kan mikro-kv nogenlunde konkurrere med andre løsninger, men de store investeringsomkostninger stiller store krav til varmegrundlaget. Den nuværende energiramme for nye boliger stiller krav om lavt varmeforbrug. Et lavt varmeforbrug betyder, at der er mindre at smøre investeringsomkostninger ud over. Mikro-KV er derfor dårligt stillet i forhold til energikravene for nye boliger. Elvarme, som har relativt små investeringsomkostninger, bliver således en af de billigste varmeløsninger i nyere lavenergi bygninger. Hvis mikro-kv baseret på brændselscelleteknologi skal opnå et gennembrud, skal investeringsomkostninger, samt drift og vedligehold endnu længere ned end de nuværende forventninger. Ligeledes skal levetiden på anlæggene (brændselscellerne) op og virkningsgraden forbedres yderligere. Privatøkonomisk kunne potentialet for mikro-kv bedres med teknologistøtte og afgiftsfritagelser på VE-gas. Større private forbrugere med meget højt varme- og elforbrug vil have en bedre business-case end en gennemsnitlig forbrugere. Et større varmegrundlag vil dække en større del af den relativt store kapitalomkostning, mens sammenfald mellem en stor andel af egen el-produktion og -forbrug vil reducere betalingen af afgifter knyttet til system-, net-, PSO-, og elafgifter.
Afslutningsvist skal det nævnes, at et fremtidens energisystem, hvor størstedelen af elproduktion kommer fra sol og vind, vil have et reduceret behov for grundlastkapacitet i elsystemet. Der vil kun være behov for, at termiske kraftværker kører, når det ikke blæser eller solen ikke skinner. Ud fra denne betragtning vil mikro-kv kun få relativt driftstimer med rentable elproduktion, hvilket vil udfordrer deres økonomi yderligere. Med andre ord, vil der i fremtidens energisystem være behov for teknologier, som kan forbruge og ikke producere el.