Europæisk Hydrogen Backbone (EHB) – Kort, Korridorer & Omkostninger

Hvad er den europæiske hydrogen backbone (EHB)?

Hydrogen har i et stykke tid været forventet at spille en væsentligt større rolle i vores energiinfrastruktur. Overordnet set er dette endnu ikke realiseret, idet batteridrevne elbiler (BEV’er) har gjort langt større fremskridt end brintbaserede systemer.

Det samme kan siges om energilagring, hvor tættere netværk, batteripakker og andre former for energilagring som pumpet vandkraft er blevet opskaleret bedre end brint.

En vigtig grund er, at energiinfrastrukturen skal være udbredt, effektiv og tæt for at give økonomisk mening. Elnettene kunne allerede tage flere elbiler og maskiner, der erstatter fossile brændstoffer, mens brint krævede en helt ny infrastruktur.

Det er i høj grad for at løse dette problem, at et nyt enormt megaprojekt sættes i gang i Europa: initiativet European Hydrogen Backbone (EHB).

Dette initiativ samler 33 operatører af energiinfrastruktur, i princippet én for hvert EU-land og nabostater (det inkluderer også Norge, Schweiz, Storbritannien og Ukraine).

Kilde: EHB

Målet er at udvikle en pan-europæisk infrastrukturplan for et dedikeret brinttransportnetværk, med både brinttransport og -lagring.

Hvorfor Europa har brug for brint (ud over batterier & netværk)

Hvis batterier og elbiler indtil nu har været i front for elektrificering og erstatning af fossile brændstoffer, har de også visse begrænsninger.

En af dem er, at elektricitet er meget svært at lagre i store mængder. Hvis vi virkelig ønskede at gemme blot få dages elproduktion på EU-niveau, ville vi have brug for hundredevis af gange flere batterier end der i dag er installeret og i projekter.

En anden er, at ikke alle anvendelser af fossile brændstoffer let kan erstattes af elektricitet. Langdistancefragt kræver et tættere brændstof end batterier kan levere, ligesom luftfart gør. Flere industrier har også brug for meget intens varme, som kun naturgas (eller brint) kan levere, såsom metallurgi, kemisk produktion osv.

Matchning af produktion, lagring og efterspørgsel

Da brint er et helt nyt produkt, kan det ikke stole på den eksisterende infrastruktur, der bruges til at transportere olie, gas eller elektricitet, i hvert fald ikke i stor skala.

Dette er især vigtigt, da de potentielle produktionssteder for brint ideelt set ligger tæt på rigelige vandforsyninger og vedvarende energikilder. Disse er måske ikke de bedste steder for lagring af brint, eller hvor efterspørgslen efter brint er.

Derfor er effektiv transport af brint fra produktion til lagring og fra lagring til forbrugerne nødvendig.

Hvordan brint vil blive transporteret: Rørledninger, lastbiler og skibe

Brint kan transporteres i to former: som komprimeret gas eller som væske. Flydende brint giver mere mening ved forsendelse over lange afstande eller mellem kontinenter, da det reducerer det nødvendige volumen på et skib.

Dog foretrækkes den gasformede version ved langdistancetransport over land, da flydning forbruger en betydelig del af den energi, der er lagret i brinten, hvilket gør den samlede økonomiske levedygtighed dårligere.

For den sidste transportsegment, især for køretøjer eller mindre industrielle behov, er transport med lastbil sandsynligvis en god mulighed for at tankere lokale beholdere på tankstationer og produktionssteder.

Dog, for lange afstande, gør den naturlige, relativt lave densitet af brintgas det til en langt bedre mulighed at transportere den via rørledninger.

I den henseende kan det bemærkes, at brint er i en lignende situation som naturgas, som ofte er betydeligt dyrere i sin LNG-form. Men i modsætning til naturgas, hvis tilgængelighed er knyttet til geologi, kan brint praktisk talt produceres hvor som helst, hvor energi er tilgængelig, fra Spaniens solrige vejr til Nordsøens vind.

I sidste ende, hvis amerikansk LNG viser sig at være et alternativ til russisk gas for Europa, vil den eneste indenlandske mulighed, der både er overkommelig og egnet til energilagring og industrielle behov, være lokalt produceret brint.

EHB-udbygning: 2030- og 2040-planer

En pan-europæisk vision

Det ultimative mål for EHB er at bevæge sig væk fra den hidtil foretrukne “hydrogenklynge”-tilgang til et globalt brintnetværk, der krydser hele kontinentet. Denne ændring forventes at give besparelser på 330 milliarder euro, samtidig med at samme niveau af brintproduktion og -udnyttelse opretholdes.

En vigtig faktor bag besparelserne er, at ved at muliggøre større sammenkobling vil den europæiske hydrogen backbone reducere behovet for lagring og redundans. For eksempel, hvis produktionen i en vindløs uge falder for Nordsøens klynge, kan produktionen fra en solfarm i Sydeuropa sendes mod nord.

Målet er at producere 20 millioner ton (Mt) brint om året, svarende til 665 terawatt-timer (TWh) energi.

Kilde: EHB

Det bør organiseres omkring et par brintsub‑korridorer:

• Et stort og tæt netværk centreret omkring Holland og forbundet til Nordsøens vindfarme.
• En fransk-spansk blok, der bevæger sig nordpå langs Rhônedalen og forbinder Paris og Rhindalen.
• En polsk-baltisk-skandinavisk forbindelse, der forbinder Nordeuropa med resten af kontinentet.
• En italiensk-østrigsk linje, der forbinder disse lande med det tyske netværk og potentielt også med Nordafrika.
• En græsk og Balkan-linje, der forbinder til resten af Europa.

Kilde: EHB

I hver af disse korridorer vil nogle udvalgte virksomheder bidrage til opbygning og drift af den europæiske hydrogen backbone.

Kilde: EHB

Samlet set er den største efterspørgsel forudsagt i den centrale europæiske region, efterfulgt af Nordsøen (UK, Irland, Norge, Danmark) samt Frankrig-Spanien-Portugal.

Kilde: EHB

Planen identificerer også ikke kun den mulige rute for brintledninger, men også de naturlige steder, der kan anvendes til brintlager, såsom saltskakter, akviferer eller udtømte gasfelter (de fleste beliggende i Frankrig, Spanien, Italien og Tyskland).

Kilde: EHB

2030 til 2040

Swipe for at rulle →

For 2030 forestiller projektet sig oprettelsen af de første strukturer, der forbinder de fleste europæiske lande for brinttransport, ved brug af en blanding af nye rørledninger og ombyggede gasrørledninger.

Den samlede længde af rørledninger i 2030 vil være 32.616 km (20.266 miles), hvoraf 16.864 km (10.478 miles) vil være ombygget.

Kilde: EHB

I 2040 er målet at gøre dette netværk endnu tættere, især med et tæt netværk bygget over Polen, Sverige, Balkan og den franske østkyst, flere rørledninger inden for Storbritannien og forbundet til den, samt en rørledning, der krydser gennem Schweiz.

Kilde: EHB

Den samlede længde af rørledninger i 2040 vil være 57.662 km (35.829 miles), hvoraf 34.290 km (21.306 miles) vil være ombygget.

Begge disse estimater er de reviderede tal, der anerkender, at brugen af naturgas vil skulle fortsætte længere end oprindeligt anslået som følge af Ruslands invasion af Ukraine.

På grund af disse udviklinger og den øgede betydning af at opretholde forsyningssikkerheden skal flere naturgasrørledninger, der i øjeblikket er i drift, udnyttes længere end tidligere forventet, hvilket forklarer, hvorfor en stor del af den forventede vækst stammer fra nybyggede brintrørledninger.

Udover europæisk produktion

Planen overvejer ikke kun produktionen fra europæiske lande, men også de rigelige ressourcer i vedvarende energi, der kan udnyttes fra deres naboer.

Derfor inkluderer den også en beregning af opbygning af en elektrolysekapacitet i Nordafrika på 24 GW og 8 GW i Ukraine, som skal udvikles inden 2030.

Yderligere produktion og forbindelse kunne også overvejes med andre lande, især for eksempel Tyrkiet, Israel eller endda Egypten og Golfstaterne.

Import af flydende brint kunne også være en mulighed, afhængig af teknologisk innovation, der sænker brintomkostningerne (enten lavere omkostninger til vedvarende energi eller lavere produktionsomkostninger for brint), og forbindelsen af den europæiske hydrogen backbone til de fleste af Europas hovedhavne tager også denne mulighed i betragtning.

Omkostninger: Rørledninger vs. elledninger, gas og LNG

Sammenlignet med elledninger

At flytte det europæiske energisystem fra brændstof og gas til brint kan give god mening ud fra perspektivet om at bekæmpe klimaændringer og genvinde mere energiuafhængighed ikke kun fra Rusland, men også fra USA.

Det vil dog kun fungere, hvis det giver økonomisk mening og kan konkurrere retfærdigt med andre former for energiforsyning, herunder det grønne alternativ med forstærkede net og elbiler.

Den første del sammenligner omkostningerne ved at transportere energi ved brug af elledninger.

Heldigvis bruger brintrørledninger, selvom de er massive infrastrukturer, færre sjældne materialer end elledninger og transformatorer (der kræver kobber), hvilket resulterer i meget lavere omkostninger pr. “TWh” transporteret, mellem 2-4 gange billigere for nye eller ombyggede (fra gasrørledning) brintrørledninger sammenlignet med luftledninger.

Det fysiske fodaftryk er også en vigtig faktor for et projekt i denne skala. Brint er også her, mere energitæt end elledninger, med én rørledning, der kan transportere op til 4 gange så meget energi.

Kilde: EHB

Sammenlignet med gas & LNG

Her er sammenligningen lidt mere kompliceret, da den i høj grad afhænger af prisen på klimaændringer og CO₂-udledninger.

Generelt er det sandsynligt, at naturgas transporteret via rørledning vil være billigere for nu. Dette skyldes, at transportomkostningerne er lignende, og brintproduktion stadig har en tendens til at være dyrere end naturgas (eksklusive CO₂-afgifter).

Sammenlignet med LNG er situationen lidt mindre klar, da det kræver både en rørledning til indenlandsk transport og regasificeringsanlæg i Europa. Derudover gør omkostningerne ved flydningsanlæg i USA eller Qatar samt den energi, der går tabt ved flydning, gassen dyrere.

Så længe rigelig naturgas ikke er tilgængelig via rørledninger, realistisk kun tilgængelig fra Rusland, et usandsynligt scenarie på nuværende tidspunkt, giver den europæiske hydrogen backbone mening i forhold til LNG-forsyning, selv uden at tage CO₂-udledninger i betragtning.

Desuden vil størstedelen af de penge, der bruges på indenlandsk brintproduktion og logistik, blive injiceret i EU’s økonomi og hjælpe med at reducere handelsunderskud drevet af energiimport.

Fælles europæiske energimarkeder

En betydelig indvirkning af den europæiske energibackbone vil være dens økonomiske fordele for vedvarende energiprojekter. Efterhånden som andelen af grøn energi i nettet stiger, vokser problemet med overproduktion i perioder med lav efterspørgsel.

Dette kan føre til, at meget elektricitet produceret under vindfulde eller solrige perioder går til spilde, fordi det lokale elnet ikke kan bruge den på præcis det tidspunkt.

Stor brintgenerationskapacitet kan hjælpe med at absorbere dette produktionsoverskud lokalt og derefter transportere det til en lavpris til et område, der på nuværende tidspunkt ikke producerer nok.

Dette er sandsynligvis især vigtigt for at balancere efterspørgslen mellem syd og nord i Europa:

• Solfrie vinterdage i nord kan absorbere den stadig gode solproduktion fra de sydlige lande.
• Stormfulde uger i nord under dårligt vejr kan hjælpe med at udligne lav solproduktion på tværs af kontinentet.

Korridorerne, der forbinder regioner med rigelige vedvarende energiresurser, vil dermed ikke kun tjene som brintimport, men også styrke det integrerede energisystem ved at forbinde forskellige vedvarende kilder, såsom havvind i nord og solceller i syd.

Det samme kan siges om ubalancen mellem grøn energiproduktion og energiefterspørgsel mellem sommer og vinter.

Generelt ser sommeren større produktion af vedvarende energi, især på grund af sol, mens energiforbruget stiger om vinteren med mørkere dage, især til opvarmning i Nordeuropa.

Da brint er meget mere energieffektiv, når den brændes direkte i stedet for at blive omdannet tilbage til elektricitet, vil lagring af overskydende solenergi om sommeren i form af brint og derefter forbrænding af den om vinteren til opvarmning hjælpe med at reducere problemet med at holde efterspørgslen efter naturgas lav om vinteren og i stedet bruge vedvarende energi.

Så samlet set kan en effekt af den europæiske hydrogen backbone også være at gøre vedvarende projekter mere rentable, selvom de når en stadigt stigende andel af den samlede energiforsyning, hvilket ellers ville øge spildkapaciteten.

Hvad Europa skal gøre nu (tilladelser, finansiering, integration)

Rapporterne fra EHB understreger behovet for, at europæiske beslutningstagere handler hurtigt med at implementere dette projekt.

Dette skyldes i høj grad, at de 2-3 år, der kræves til opførelse af et brintprojekt, faktisk er kortere end den komplekse 4-årige proces med at få al design og tilladelser på plads.

Kilde: EHB

Af denne grund foreslår EHB nogle få nøglehandlinger, som europæiske lande kan implementere så hurtigt som muligt:

• Ved at gøre reglerne klarere, fremme hurtigere udvikling af nye og ombyggede brintfaciliteter.
• Forenkle og forkorte planlægnings- og tilladelsesprocedurer.
• Fremme integrationen af brint-, naturgas- og elinfrastrukturer.
• Låse finansielle ressourcer op ved at øge de regionale regulatorers fleksibilitet og eventuelt statsgaranterede lån.

Konklusion

Den europæiske hydrogen backbone er måske det mest ambitiøse europæiske projekt inden for energisikkerhed og den grønne omstilling til dato.

Unikt sigter den mod at integrere den forskellige energiinfrastruktur i de europæiske lande til en samlet vision, i stedet for den hidtil dominerende stykkevise tilgang med at forbinde separate landes grønne initiativer.

Det, der måske bremser projektet i forhold til dets erklærede mål, er vanskeligheden ved at koordinere et sådant projekt mellem ikke mindre end 33 lande. Dette kan være særligt udfordrende, hvis nogle nøglelande ikke udfører deres rolle effektivt, hvor Frankrig, Tyskland og Polen er de vigtigste forbindelsesled mellem de fem brintkorridorer, der bygges i Europa, og de mest afgørende på grund af deres geografiske betydning.

Finansiering kan også potentielt blive en hindring, da den europæiske region oplever en langvarig økonomisk stagnation og omdirigerer statsbudgetter mod ikke kun energiuafhængighed, men også militær udgift.

Investering i en europæisk hydrogen backbone-innovator

Engie / NaTran (ENGI.PA)

Tidligere kendt som GRTgaz og i dag omdøbt til NaTran for at illustrere sit engagement i at gå ud over naturgastransport, er virksomheden en del af den franske energigigant Engie, aktiv inden for elproduktion og -distribution, naturgas, atomkraft, vedvarende energi, fjernvarme og petroleumsindustrien, og ejer 60,8 % af NaTran.

GRTgaz/NaTran er involveret i 3 ud af 5 af korridorerne i den europæiske hydrogen backbone (Vesteuropa, Nordsøen, Syd- og Centraleuropa uden Polen).

Samlet set driver NaTran direkte 32.500 km højtryksrørledninger i Frankrig samt 14 underjordiske lagringsenheder og 4 LNG-terminaler beliggende på den franske kyst.

Kilde: NaTran

I alt beskæftiger virksomheden 3.854 personer og transporterede 588 TWh gas i 2024.

Så NaTran har omfattende erfaring med håndtering af gas, og har også to datterselskaber uden for Frankrig:

• Elengy, den europæiske leder inden for LNG-terminaltjenester,
• NaTran Deutschland, operatøren af MEGAL-transmissionsnetværket, der forbinder Tjekkiet, Tyskland, Østrig og Frankrig.

Kernen i NaTrans bidrag til EHB vil være H2Med, den transnationale europæiske brintrørledningskorridor, der forbinder Portugal og Spanien med Frankrig. Den vil kunne transportere omkring to millioner ton brint til Frankrig hvert år, svarende til 10 % af EU’s anslåede brintbehov.

Udover brint arbejder NaTran også for andre alternative biogassløsninger, herunder produktion fra affald, for eksempel biogas, pyrogasificering, hydrotermisk gasificering og e-metanproduktion (fra vedvarende brint og genanvendt CO₂).

Den større Engie-gruppe, tidligere kendt som GDF Suez, er en energigigant og en af de 10 største børsnoterede franske virksomheder målt på omsætning. Gruppen er resultatet af fusionen mellem GDF (“Gas De France” – fransk gas) og Suez SA (involveret i vandforsyning og -behandling, affaldshåndtering og energi) i 2006, hvilket gjorde den på det tidspunkt til det næststørste forsyningsselskab i verden.

Siden fusionen har Engie erhvervet andre forsyningsselskaber som International Power (med aktiviteter i ) for at danne Engie Energy International, det franske solenergifirma Solairedirect, det Houston-baserede batterilagringsselskab Broad Reach Power samt 90 % af Transportadora Associada de Gás (TAG), Brasiliens største ejer af naturgastransmissionssystem i 2019.

Kilde: Engie

Med udvidelsen af NaTran inden for brint og dens nøglerolle i European Hydrogen Backbone-projektet samt de opkøb i det sidste årti, er Engie et naturgas- og elforsyningsselskab, der fast omfavner energiovergangen, og som bliver ikke kun en fransk, men også en international leder inden for lavkulstofenergi, herunder biogas, brint og atomkraft.