Europeiska vätgasryggraden (EHB) – karta, korridorer och kostnader

Vad är den europeiska vätgasryggraden (EHB)?

Hydrogen has been expected to play a significantly larger role in our energy infrastructure for some time now. Overall, it has not yet come to fruition, with battery electric vehicles (BEVs) making much more progress than hydrogen-based systems.

Samma sak kan sägas om energilagring, där tätare elnät, batteripaket och andra former av energilagring som pumpkraft har skalerats bättre än vätgas.

En viktig anledning är att energiinfrastrukturen måste vara omfattande, effektiv och tät för att vara ekonomiskt hållbar. Elnäten kunde redan ta emot fler elfordon och maskiner för att ersätta fossila bränslen, medan vätgas krävde en helt ny infrastruktur.

Det är till stor del för att lösa detta problem som ett nytt massivt megaprojekt initieras i Europa: initiativet European Hydrogen Backbone (EHB).

Initiativet samlar 33 operatörer av energiinfrastruktur, i princip en för varje EU-land och grannländer (det inkluderar även Norge, Schweiz, Storbritannien och Ukraina).

Källa: EHB

Målet är att utveckla en paneuropeisk infrastrukturplan för ett dedikerat vätgassystem för transport, med både vätgasstransport och lagring.

Varför Europa behöver vätgas (utöver batterier och elnät)

Om batterier och elbilar hittills har stått i framkant för elektrifiering och ersättning av fossila bränslen, har de också vissa begränsningar.

En är att elektricitet är mycket svår att lagra i stora mängder. Om vi verkligen ville spara bara några dagars elproduktion på EU-nivå, skulle vi behöva hundratals gånger fler batterier än vad som för närvarande är installerat OCH i projekt.

En annan är att inte alla tillämpningar av fossila bränslen enkelt kan ersättas av elektricitet. Långdistansskeppning kräver ett tätare bränsle än vad batterier kan leverera, likaså flygresor. Flera industrier behöver dessutom mycket hög värme som endast naturgas (eller vätgas) kan ge, såsom metallurgi, kemisk produktion osv.

Matchning av produktion, lagring och efterfrågan

Eftersom vätgas är en helt ny produkt kan den inte förlita sig på befintlig infrastruktur som används för att transportera olja, gas eller elektricitet, åtminstone inte i stor skala.

Detta är särskilt viktigt eftersom de potentiella produktionsplatserna för vätgas idealiskt ligger nära riklig vattenförsörjning och förnybara energikällor. Dessa platser är kanske inte de bästa för lagring av vätgas, eller där efterfrågan på vätgas finns.

Därför behövs en effektiv transport av vätgas från produktion till lagring och från lagring till konsumenter.

Hur vätgas kommer att förflyttas: rörledningar, lastbilar och fartyg

Vätgas kan transporteras i två former: som komprimerad gas eller som vätska. Flytande vätgas är mer meningsfull för transport över långa avstånd eller mellan kontinenter, eftersom den minskar den volym som krävs i ett fartyg.

För landtransport över långa avstånd föredras dock gasform, eftersom förflytning till vätska förbrukar en betydande del av den lagrade energin i vätgasen, vilket försämrar dess ekonomiska lönsamhet.

För den sista delen av transporten, särskilt för fordon eller mindre industriella behov, är transport med lastbil sannolikt ett bra alternativ för att fylla lokala tankar vid tankstationer och tillverkningsanläggningar.

För långa avstånd är dock den naturliga, relativt låga densiteten hos vätgass gas ett mycket bättre alternativ att transportera den via rörledningar.

I detta avseende kan man notera att vätgas befinner sig i en liknande situation som naturgas, som tenderar att vara betydligt dyrare i sin LNG-form. Men till skillnad från naturgas, vars tillgänglighet är kopplad till geologi, kan vätgas i praktiken produceras var som helst där energi finns, från Spaniens soliga väder till Nordsjöns blåsiga förhållanden.

I slutändan, om amerikansk LNG visar sig vara ett alternativ till rysk gas för Europa, skulle det enda inhemska alternativet som både är prisvärt och lämpligt för energilagring och industriella behov vara lokalt producerad vätgas.

EHB-utbyggnad: färdplaner för 2030 och 2040

En paneuropeisk vision

Det ultimata målet med EHB är att gå bort från den hittills föredragna ”vätgaskluster”-strategin, till ett globalt vätgassystem som korsar hela kontinenten. Denna förändring förväntas leda till besparingar på 330 miljarder euro, vilket möjliggör samma nivå av vätgasproduktion och -användning.

En nyckelfaktor bakom kostnadsbesparingarna är att genom ökad sammankoppling minskar European Hydrogen Backbone behovet av lagring och redundans. Till exempel, om produktionen under en vindlös vecka är låg för Nordsjöklustret, kan produktion från en solpark i södra Europa skickas norrut.

Målet är att producera 20 miljoner ton (Mt) vätgas per år, vilket motsvarar 665 terawattimmar (TWh) energi.

Källa: EHB

Den bör organiseras kring några få vätgasdelkorridorer:

• Ett stort och tätt nätverk centrerat kring Nederländerna och anslutet till vindkraftverk i Nordsjön.
• Ett fransk-spanskt block som rör sig norrut längs Rhônedalen och förbinder Paris och Rhen-dalen.
• En polsk-baltisk-skandinavisk förbindelse som länkar norra Europa till resten av kontinenten.
• En italiensk-österrikisk linje som kopplar dessa länder till det tyska nätet, och eventuellt även till Nordafrika.
• En grekisk och Balkanlinje som ansluter till resten av Europa.

Källa: EHB

I var och en av dessa korridorer kommer några utvalda företag att bidra till byggandet och driften av den europeiska vätgasryggraden.

Källa: EHB

Övergripande förväntas den största efterfrågan ligga i Centraleuropa, följt av Nordsjön (Storbritannien, Irland, Norge, Danmark) samt Frankrike-Spanska-Portugal.

Källa: EHB

Planen identifierar inte bara möjliga rutter för vätgaspipelines, utan även möjliga naturliga platser som kan användas för vätgasslagring, såsom saltgrottor, akviferer eller uttömda gasfält (de flesta belägna i Frankrike, Spanien, Italien och Tyskland).

Källa: EHB

2030 till 2040

Svep för att rulla →

För 2030 föreställer sig projektet skapandet av de första strukturerna som kopplar ihop de flesta europeiska länderna för vätgasstransport, med en blandning av nya rörledningar och ombyggda gasrörledningar.

Den totala längden på rörledningarna år 2030 skulle vara 32 616 km (20 266 miles), varav 16 864 km (10 478 miles) skulle vara ombyggda.

Källa: EHB

År 2040 är målet att förtäta detta nätverk mycket mer, särskilt med ett tätt nätverk som byggs över Polen, Sverige, Balkan och Frankrikes östkust, fler rörledningar inom Storbritannien och anslutna till det, samt en rörledning som korsar Schweiz.

Källa: EHB

Den totala längden på rörledningarna år 2040 skulle vara 57 662 km (35 829 miles), varav 34 290 km (21 306 miles) skulle vara ombyggda.

Båda dessa uppskattningar är de reviderade siffrorna som medger att användningen av naturgas kommer att behöva pågå längre än initialt beräknat, som en följd av Rysslands invasion av Ukraina.

På grund av dessa utvecklingar och den ökade vikten av att upprätthålla försörjningstrygghet, kommer flera naturgaspipelines som för närvarande är i drift att utnyttjas längre än tidigare förväntat, vilket förklarar varför en stor del av den projicerade tillväxten kommer från nybyggda vätgaspipelines.

Utöver europeisk produktion

Planen beaktar inte bara produktionen i europeiska länder, utan även de rikliga resurserna av förnybar energi som kan utnyttjas från deras grannländer.

Den inkluderar därför även en beräkning av att bygga en elektrolyskapacitet i Nordafrika på 24 GW och 8 GW i Ukraina, som ska utvecklas till 2030.

Ytterligare produktion och anslutning kan också övervägas med andra länder, särskilt exempelvis Turkiet, Israel eller till och med Egypten och Gulfstaterna.

Import av flytande vätgas kan också vara en möjlighet, beroende på teknisk innovation som minskar vätgaskostnaden (antingen lägre kostnader för förnybar energi eller lägre produktionskostnader för vätgas), och anslutningen av den europeiska vätgasryggraden till de flesta av Europas huvudhamnar tar även hänsyn till detta alternativ.

Kostnader: rörledningar vs. kraftledningar, gas och LNG

Jämfört med kraftledningar

Att flytta det europeiska energisystemet från bränsle och gas till vätgas kan vara mycket logiskt ur perspektivet att bekämpa klimatförändringar och återfå större energisjälvständighet från inte bara Ryssland utan även USA.

Det kommer dock bara att fungera om det är ekonomiskt rimligt och kan konkurrera rättvist med andra former av energiförsörjning, inklusive det gröna alternativet med förstärkta elnät och elbilar.

Den första delen jämför kostnaden för att transportera energi med att använda kraftledningar.

Lyckligtvis använder vätgaspipelines, trots att de är massiva infrastrukturer, färre sällsynta material än kraftledningar och transformatorer (som kräver koppar), vilket resulterar i mycket lägre kostnad per “TWh” transporterat, mellan 2–4 gånger billigare för nya eller ombyggda (från gasrörledning) vätgaspipelines jämfört med överliggande kraftanslutningar.

Fotavtrycket är också en viktig faktor för ett projekt av denna skala. Vätgas är också här, mer energität än en kraftledning, där en pipeline kan transportera upp till fyra gånger mer energi.

Källa: EHB

Jämfört med gas och LNG

Här är jämförelsen lite svårare, eftersom den starkt beror på priset som sätts på klimatförändringar och koldioxidutsläpp.

Generellt är det troligt att naturgas som transporteras via rörledning kommer att vara billigare för närvarande. Detta beror på att transportkostnaden är liknande, och vätgasproduktion fortfarande tenderar att vara dyrare än naturgas (exklusive koldioxidskatter).

Jämfört med LNG är situationen något mindre klar, eftersom det kräver både en rörledning för inlandstransport och återgaseringsanläggningar i Europa. Dessutom gör kostnaden för förångningsanläggningar i USA eller Qatar, samt den energi som förloras vid förångning, gasen dyrare.

Så länge riklig naturgas inte är tillgänglig via rörledningar, realistiskt endast tillgänglig från Ryssland, ett osannolikt scenario för närvarande, är European Hydrogen Backbone meningsfullt jämfört med LNG-försörjning, även utan att beakta koldioxidutsläpp.

Dessutom kommer den största delen av de pengar som spenderas på inhemsk vätgasproduktion och logistik att injiceras i EU:s ekonomi och bidra till att minska handelsunderskott som drivs av energiimport.

Enhetliga europeiska energimarknader

En betydande påverkan av den europeiska energiryggraden blir dess ekonomiska fördelar för förnybara energiprojekt. När andelen grön energi i nätet ökar växer problemet med överproduktion under perioder med låg efterfrågan.

Det kan leda till att mycket elektricitet som produceras under blåsiga eller soliga perioder slösas bort, eftersom det lokala elnätet inte kan använda den i exakt det ögonblicket.

Stor vätgasskapacitet för produktion kan hjälpa till att absorbera detta överskott lokalt och sedan transportera det till låga kostnader till ett område som för närvarande inte producerar tillräckligt.

Detta är sannolikt särskilt viktigt för att återbalansera efterfrågan mellan söder och norr i Europa:

• Solfria vinterdagar i norr kan absorbera den fortfarande goda solproduktionen från södra länder.
• Stormiga veckor i norr under perioder med dåligt väder kan hjälpa till att motbalansera låg solproduktion över kontinenten.

Korridorerna som förbinder regioner med rikliga förnybara energiresurser skulle därmed inte bara tjäna som vätgasimport, utan också stärka det integrerade energisystemet genom att koppla samman olika förnybara källor, såsom havsbaserad vind i norr och solceller i söder.

Samma sak kan sägas om obalansen mellan grön energiproduktion och energiefterfrågan mellan sommar och vinter.

Generellt sett ser sommaren en större produktion av förnybar energi, särskilt på grund av sol, medan energiförbrukningen ökar på vintern med mörkare dagar, särskilt för uppvärmning i norra Europa.

Eftersom vätgas är mycket mer energieffektiv när den bränns direkt än när den omvandlas tillbaka till elektricitet, kommer lagring av överskottsol under sommaren i form av vätgas och sedan förbränning av den på vintern för uppvärmning att hjälpa till att minska problemet med att hålla efterfrågan på naturgas låg på vintern och istället använda förnybara källor.

Således kan en effekt av den europeiska vätgasryggraden också vara att göra förnybara projekt mer lönsamma, även när de når en ständigt ökande andel av den totala energiförsörjningen, vilket annars skulle öka den bortkastade kapaciteten.

Vad Europa måste göra nu (tillstånd, finansiering, integration)

Rapporterna från EHB betonar behovet av att europeiska beslutsfattare agerar snabbt för att genomföra detta projekt.

Detta beror till stor del på att de 2–3 år som krävs för att bygga ett vätgasprojekt faktiskt är kortare än den komplexa fyraåriga processen för att få alla design- och tillståndsärenden klara.

Källa: EHB

Av den anledningen föreslår EHB några nyckelåtgärder som europeiska länder kan genomföra så snart som möjligt:

• Genom att göra regelverken tydligare, främja snabbare utveckling av nya och ombyggda vätgasanläggningar.
• Förenkla och förkorta planerings- och tillståndsprocedurer.
• Underlätta integrationen av vätgas-, naturgas- och elinfrastruktur.
• Frigöra finansiella resurser genom att öka regionala regulatorers flexibilitet och eventuella statligt stödda lån.

Slutsats

European Hydrogen Backbone är kanske det mest ambitiösa europeiska projektet när det gäller energisäkerhet och den gröna omställningen hittills.

Unikt syftar det till att integrera den mångsidiga energiinfrastrukturen i europeiska länder till en enhetlig vision, snarare än den hittills dominerande delvisa ansatsen att koppla samman separata länders gröna initiativ.

Det som kan sakta ner projektet jämfört med dess uttalade mål är svårigheten att samordna ett sådant projekt mellan inte mindre än 33 länder. Detta kan vara särskilt utmanande om vissa nyckelländer misslyckas med att fullgöra sin roll effektivt, där Frankrike, Tyskland och Polen är de viktigaste förbindelserna mellan de fem vätgaskorridorer som byggs över Europa, och de mest avgörande på grund av deras geografiska betydelse.

Finansiering kan också potentiellt bli ett hinder, då den europeiska regionen upplever en utdragen ekonomisk stagnation och omfördelar statliga budgetar mot inte bara energisjälvständighet utan även militärutgifter.

Investera i en innovatör inom den europeiska vätgasryggraden

Engie / NaTran (ENGI.PA)

Tidigare känt som GRTgaz, och idag omdöpt till NaTran för att illustrera sitt engagemang att gå bortom naturgastransport, är företaget en del av den franska energijätten Engie, aktiv inom elproduktion och -distribution, naturgas, kärnkraft, förnybar energi, fjärrvärme och petroleumindustrin, och äger 60,8 % av NaTran.

GRTgaz/NaTran är involverat i 3 av 5 korridorer i European Hydrogen Backbone (Västra Europa, Nordsjön, Syd- och Centraleuropa exklusive Polen).

Sammanlagt driver NaTran direkt 32 500 km högtrycks-pipelines i Frankrike samt 14 underjordiska lagringsenheter och 4 LNG-terminaler belägna vid den franska kusten.

Källa: NaTran

Totalt har företaget 3 854 anställda och transporterade 588 TWh gas år 2024.

Så NaTran har omfattande erfarenhet av att hantera gas, och har också två dotterbolag utanför Frankrike:

• Elengy, den europeiska ledaren inom LNG-terminaltjänster,
• NaTran Deutschland, operatören av MEGAL-överföringsnätet som förbinder Tjeckien, Tyskland, Österrike och Frankrike.

Kärnan i NaTrans bidrag till EHB kommer att vara H2Med, den transnationella europeiska vätgaspipelineskorridoren som förbinder Portugal och Spanien med Frankrike. Den kommer att kunna transportera omkring två miljoner ton vätgas till Frankrike varje år, eller 10 % av EU:s uppskattade vätgasbehov.

Förutom vätgas driver NaTran även på för andra alternativa biogaslösningar, inklusive produktion från avfall, till exempel biogas, pyrogasifiering, hydrotermisk gasifiering och e-metanproduktion (från förnybar vätgas och återvunnet CO2).

Den större Engie-gruppen, tidigare känd som GDF Suez, är en energijätte och ett av de tio största börsnoterade franska företagen, rankade efter omsättning. Gruppen är resultatet av sammanslagningen av GDF (“Gas De France” – fransk gas) och Suez SA (verksam inom vattenförsörjning och -behandling, avfallshantering och energi) år 2006, vilket gjorde den till då den näst största energiföretaget i världen.

Sedan sammanslagningen har Engie förvärvat andra energiföretag som International Power (med verksamheter i ) för att bilda Engie Energy International, det franska solenergiföretaget Solairedirect, det Houston-baserade batterilagringsföretaget Broad Reach Power, samt 90 % av Transportadora Associada de Gás (TAG), Brasiliens största ägare av naturgassystem 2019.

Källa: Engie

Med NaTrans expansion inom vätgas och dess nyckelroll i European Hydrogen Backbone-projektet, samt förvärven under det senaste decenniet, är Engie ett naturgas- och elkraftsbolag som starkt omfamnar energiomställningen och blir inte bara en fransk utan även en internationell ledare inom låga koldioxidformer av energi, inklusive biogas, vätgas och kärnkraft.