Engaging the Global Research Communities in Maritime Decarbonization

Research communities have an important role in decarbonizing maritime transport by identifying and developing technologies and strategies that can reduce greenhouse gas emissions from shipping. The authors of this chapter describe the different types of research available and the related constraints. They point out the need for global research collaboration to satisfy global industry needs and that pilot implementations and demonstrators are necessary to guide the industry in its effort towards maritime decarbonization

Nätteknisk och affärsmässig utvärdering av Vehicle-to-Home

Denna studie har som syfte att ur ett nätteknisk- såväl som affärsmässigt perspektiv undersöka hur tekniken Vehicle-to-Home (V2H) kan jämna ut effekttoppar och minska belastningen i högt belastade lokalnät. Detta genom att låta elbilens batteri fungera som ett energilager med tvåvägskommunikation mellan bil och hushåll. Projektet har utformats tillsammans med E.ON Elnät i Malmö och behandlar ett eventuellt nätscenario år 2030.The aim of this study is to investigate the potential of Vehicle-to-Home (V2H) for reduction of power demand in the local grid during peak hours. Both the technical aspects as well as the economics behind it will be examined. The project has been performed together with the grid operator E.ON in Malmö and covers a grid scenario which is expected in 2030

Förnybar flytande biogas (LBG) till sjöfart i praktiken

Reducing the environmental and climate impact of shipping propelled by liquefied natural gas (LNG) requires the introduction of alternative fuels such as liquid biogas/biomethane (LBG) (Jivén et al., 2022). Today, only a small part of the biomethane produced in Sweden is liquefied into LBG and an even smaller part is used as fuel for shipping. The price and availability of biogas is governed by supply and demand in an international market where shipping, industry and heavy trucks demand biogas. The biogas then needs to be processed into upgraded biogas (biomethane) or LBG quality in order to be transported and used in the respective sectors inside and outside of Sweden. The trend is for a larger proportion of biogas to be liquefied into LBG. The market has thus gone from a local market, where biogas was produced in the city's wastewater treatment plant and the city buses ran on biogas, to an international market where biogas often is transported in the same way as fossil gas and marketed using the fossil gas together with certificates. The project "Renewable liquid biogas (LBG) for shipping in practice" was carried out by IVL Swedish Environmental Research Institute and RISE in 2023 together with stakeholders from the shipping sector, ports and industry organizations for biogas. The project has studied the conditions required to make LBG available to shipping in practice at Swedish ports. The study shows that the major obstacles to an established use of LBG in the shipping sector in Sweden today are pricing/willingness to pay that is affected by international market prices, lack of suitable logistical solutions as well as the absence of the piece of the puzzle that is the business model and cooperation needed to make available the large volumes of biogas that shipping may demand. The stakeholders in the project estimate their total need of biogas to 3 TWh in a short term, and 10 TWh in a longer term. The project has identified a number of conclusions and recommendations for future work, including that the potential for biogas is large and untapped, but that new solutions for the distribution and logistics of LBG are needed. There is a clear interest from maritime actors as they see biogas as a strategic solution and the dialog between actors in the industry remains important. A change in the tax system could be needed so that more actors can use the green gas principle for LBG. In addition, a functioning "marketplace" is needed, which simplifies for sellers and buyers of LBG, and agreements/contracts are needed that are longterm and to a greater extent based on the costs of producing and providing LBG.En förstudie utförd inom Trafikverkets branschprogramHållbar sjöfart som drivs av Lighthouse. I samarbete medGöteborgs Hamn, Gävle Hamn, Terntank, Furetank, Biogas Syd, Biogas Sydost, Energigas Sverige, Wallenius Sol och Wallenius Marine.</p

Större tankar - Det samhällsekonomiskt lönsamma i att subventionera vätgastankstationers infrastruktur

Det svenska elsystemet står inför en rad utmaningar. En ökande andel intermittent energi ställer ökade krav på balansering i våra nät, dessutom pågår en samhällsomfattande elektrifiering samtidigt som nyetablerade industrier ställer höga krav på tillgängligheten av effekt. Parallellt pågår ett omfattande arbete att minska Sveriges utsläpp av växthusgaser. Vätgas väntas anta en nyckelroll; främst inom industrin men även inom transportsektorn. Etableringen av en storskalig användning av vätgas öppnar samtidigt upp för att skapa energinyttor i andra delar av samhället, inte minst vad det gäller att stötta upp elnäten genom att erbjuda energilagringskapacitet och flexibilitet. I denna studie har ett framtidsscenario (år 2045) utretts. Det bygger på data från Svenska kraftnät samt på två hypotetiska utvecklingstrender; 1. Vätgas har antagit en dominerade roll inom elektrifieringen av transportsektorn. Vätgastankstationer är lika vanligt förekommande som dagens bränslestationer för vägbundna fordon. 2. Nämnda vätgastankstationer skalar upp vätgaslagringskapaciteten för att parallellt med att tillgodose transportbehovet även skapa nätnytta på transmissionsnätsnivå och därigenom minska behovet av investeringar i nätförstärkningar. Studiens syfte har varit att utreda den tekniska potentialen för ovanstående framtidsscenario, samt att undersöka hur en sådan utveckling av tankstationernas verksamhet skulle kunna komma att påverka priset på vätgas som bränsle. Dessutom har det i studien utretts om den ekonomiska besparing som de uteblivna nätförstärkningarna medför hade varit tillräckliga för att skapa politiska styrmedel i form av ett investeringsstöd riktat till ägare av tankstationerna för att täcka installationskostnaden för de utökade lagren. De nättekniska analyserna har i studien begränsats till att utreda vätgasens potentiella nätnytta vid handelsgränser på stamnätsnivå mellan elområden i Sverige samt vid förbindelser till våra grannländer. Studien har också begränsats till att enbart undersöka nätnyttan vid de handelsgränser som har ett förväntat behov av nätförstärkningar i framtiden. Resultat av studien visar: • Utökade lager vid vätgastankstationer kan skapa ett visst stöd till transmissionsnätet där handelsflödet når gränsen för den maximala handelskapaciteten. Förutsättningen är att det enbart inträffar stundtals och vid tidpunkter utspridda över året. Den totala nätnyttan är således väldigt begränsad. Ett fåtal undantag för detta har noterats där nätnyttan blir mer betydande. I dessa fall krävs dock en betydligt större bränslecellskapacitet vid de tänkta tankstationerna än vad som kan tänks vara standard för en vätgastankstation för att kunna tillhandhålla tillräcklig effekt i nätet. • Den utökade lagringskapaciteten vid tankstationerna har stor påverkan på vätgaspriset. Två parametrar som är av stor betydelse för detta är elpris och 6 (72) CAPEX (investeringskostnad). Ett investeringsstöd på minst 50% behövs för att priset på vätgas ska bli lägre för en tankstation med ett lager på 4 000 kg (utökat lager, även inkluderande en bränslecell på 300 kW), jämfört med ett lager på 100 kg (standard-lager). • Det råder begränsade förutsättningarna för ett betydande investeringsstöd för vätgastankstationer enbart baserat på den nätnytta som vätgastankstationer kan generera på transmissionsnätnivå. Två faktorer som visats ha stor betydelse för resultatet är valet av styrstrategi för hur lagerkapaciteten ska kunna nyttjas av näten samt tillgänglig bränslecellskapacitet vid tankstationerna. • Mer omfattade stödsystem blir möjliga först när fler ”vätgas-nyttor” vägs in. Det sakas dock idag kunskap om hur ett sådant stöd skulle utformas. Utöver ovanstående resultat genomförs en inventering av andra ”nyttor” som tankstationerna skulle kunna bidra med, både mot nätet men andra energimarknader. Sammanfattningsvis kan det konstateras att decentraliserade vätgastankstationer utgör ett intressant inslag i den framtida energimarknaden med flera potentiella användningsområden. Det råder också goda möjligheter för att bygga mer komplexa affärsmodeller/ekonomiska styrmedel då fler nyttor tas i beaktande. Av studien framgår det tydligt att även om nyttan av tankstationernas lager är begränsad på stamnätsnivå är möjligheterna betydligt större på lägre nätnivåer. I dessa sammanhang är det mer troligt att vätgasen kan komma att ta en mer betydande roll.Vi vill rikta ett särskilt tack till Göran Ericsson, R&amp;D Manager Svenska kraftnät, för en mycket god dialog. Projektet har finansierats av Energimyndigheten, och med in-kind bidrag från Nilsson Energy. Resultatet har delgetts intressenter på ett webbinarium den 20 december 2021. </p

Förnybar flytande biogas (LBG) till sjöfart i praktiken

Reducing the environmental and climate impact of shipping propelled by liquefied natural gas (LNG) requires the introduction of alternative fuels such as liquid biogas/biomethane (LBG) (Jivén et al., 2022). Today, only a small part of the biomethane produced in Sweden is liquefied into LBG and an even smaller part is used as fuel for shipping. The price and availability of biogas is governed by supply and demand in an international market where shipping, industry and heavy trucks demand biogas. The biogas then needs to be processed into upgraded biogas (biomethane) or LBG quality in order to be transported and used in the respective sectors inside and outside of Sweden. The trend is for a larger proportion of biogas to be liquefied into LBG. The market has thus gone from a local market, where biogas was produced in the city's wastewater treatment plant and the city buses ran on biogas, to an international market where biogas often is transported in the same way as fossil gas and marketed using the fossil gas together with certificates. The project "Renewable liquid biogas (LBG) for shipping in practice" was carried out by IVL Swedish Environmental Research Institute and RISE in 2023 together with stakeholders from the shipping sector, ports and industry organizations for biogas. The project has studied the conditions required to make LBG available to shipping in practice at Swedish ports. The study shows that the major obstacles to an established use of LBG in the shipping sector in Sweden today are pricing/willingness to pay that is affected by international market prices, lack of suitable logistical solutions as well as the absence of the piece of the puzzle that is the business model and cooperation needed to make available the large volumes of biogas that shipping may demand. The stakeholders in the project estimate their total need of biogas to 3 TWh in a short term, and 10 TWh in a longer term. The project has identified a number of conclusions and recommendations for future work, including that the potential for biogas is large and untapped, but that new solutions for the distribution and logistics of LBG are needed. There is a clear interest from maritime actors as they see biogas as a strategic solution and the dialog between actors in the industry remains important. A change in the tax system could be needed so that more actors can use the green gas principle for LBG. In addition, a functioning "marketplace" is needed, which simplifies for sellers and buyers of LBG, and agreements/contracts are needed that are longterm and to a greater extent based on the costs of producing and providing LBG.En förstudie utförd inom Trafikverkets branschprogramHållbar sjöfart som drivs av Lighthouse. I samarbete medGöteborgs Hamn, Gävle Hamn, Terntank, Furetank, Biogas Syd, Biogas Sydost, Energigas Sverige, Wallenius Sol och Wallenius Marine.</p

Större tankar - Det samhällsekonomiskt lönsamma i att subventionera vätgastankstationers infrastruktur

Det svenska elsystemet står inför en rad utmaningar. En ökande andel intermittent energi ställer ökade krav på balansering i våra nät, dessutom pågår en samhällsomfattande elektrifiering samtidigt som nyetablerade industrier ställer höga krav på tillgängligheten av effekt. Parallellt pågår ett omfattande arbete att minska Sveriges utsläpp av växthusgaser. Vätgas väntas anta en nyckelroll; främst inom industrin men även inom transportsektorn. Etableringen av en storskalig användning av vätgas öppnar samtidigt upp för att skapa energinyttor i andra delar av samhället, inte minst vad det gäller att stötta upp elnäten genom att erbjuda energilagringskapacitet och flexibilitet. I denna studie har ett framtidsscenario (år 2045) utretts. Det bygger på data från Svenska kraftnät samt på två hypotetiska utvecklingstrender; 1. Vätgas har antagit en dominerade roll inom elektrifieringen av transportsektorn. Vätgastankstationer är lika vanligt förekommande som dagens bränslestationer för vägbundna fordon. 2. Nämnda vätgastankstationer skalar upp vätgaslagringskapaciteten för att parallellt med att tillgodose transportbehovet även skapa nätnytta på transmissionsnätsnivå och därigenom minska behovet av investeringar i nätförstärkningar. Studiens syfte har varit att utreda den tekniska potentialen för ovanstående framtidsscenario, samt att undersöka hur en sådan utveckling av tankstationernas verksamhet skulle kunna komma att påverka priset på vätgas som bränsle. Dessutom har det i studien utretts om den ekonomiska besparing som de uteblivna nätförstärkningarna medför hade varit tillräckliga för att skapa politiska styrmedel i form av ett investeringsstöd riktat till ägare av tankstationerna för att täcka installationskostnaden för de utökade lagren. De nättekniska analyserna har i studien begränsats till att utreda vätgasens potentiella nätnytta vid handelsgränser på stamnätsnivå mellan elområden i Sverige samt vid förbindelser till våra grannländer. Studien har också begränsats till att enbart undersöka nätnyttan vid de handelsgränser som har ett förväntat behov av nätförstärkningar i framtiden. Resultat av studien visar: • Utökade lager vid vätgastankstationer kan skapa ett visst stöd till transmissionsnätet där handelsflödet når gränsen för den maximala handelskapaciteten. Förutsättningen är att det enbart inträffar stundtals och vid tidpunkter utspridda över året. Den totala nätnyttan är således väldigt begränsad. Ett fåtal undantag för detta har noterats där nätnyttan blir mer betydande. I dessa fall krävs dock en betydligt större bränslecellskapacitet vid de tänkta tankstationerna än vad som kan tänks vara standard för en vätgastankstation för att kunna tillhandhålla tillräcklig effekt i nätet. • Den utökade lagringskapaciteten vid tankstationerna har stor påverkan på vätgaspriset. Två parametrar som är av stor betydelse för detta är elpris och 6 (72) CAPEX (investeringskostnad). Ett investeringsstöd på minst 50% behövs för att priset på vätgas ska bli lägre för en tankstation med ett lager på 4 000 kg (utökat lager, även inkluderande en bränslecell på 300 kW), jämfört med ett lager på 100 kg (standard-lager). • Det råder begränsade förutsättningarna för ett betydande investeringsstöd för vätgastankstationer enbart baserat på den nätnytta som vätgastankstationer kan generera på transmissionsnätnivå. Två faktorer som visats ha stor betydelse för resultatet är valet av styrstrategi för hur lagerkapaciteten ska kunna nyttjas av näten samt tillgänglig bränslecellskapacitet vid tankstationerna. • Mer omfattade stödsystem blir möjliga först när fler ”vätgas-nyttor” vägs in. Det sakas dock idag kunskap om hur ett sådant stöd skulle utformas. Utöver ovanstående resultat genomförs en inventering av andra ”nyttor” som tankstationerna skulle kunna bidra med, både mot nätet men andra energimarknader. Sammanfattningsvis kan det konstateras att decentraliserade vätgastankstationer utgör ett intressant inslag i den framtida energimarknaden med flera potentiella användningsområden. Det råder också goda möjligheter för att bygga mer komplexa affärsmodeller/ekonomiska styrmedel då fler nyttor tas i beaktande. Av studien framgår det tydligt att även om nyttan av tankstationernas lager är begränsad på stamnätsnivå är möjligheterna betydligt större på lägre nätnivåer. I dessa sammanhang är det mer troligt att vätgasen kan komma att ta en mer betydande roll.Vi vill rikta ett särskilt tack till Göran Ericsson, R&amp;D Manager Svenska kraftnät, för en mycket god dialog. Projektet har finansierats av Energimyndigheten, och med in-kind bidrag från Nilsson Energy. Resultatet har delgetts intressenter på ett webbinarium den 20 december 2021. </p

Vätgasproduktion för ellagring efter elnätsnytta och affärsmodeller

Detta projekt genomfördes av RISE – Research Institutes of Sweden, i samarbete med Mariestads kommun (ElectriVillage) och VänerEnergi. Studien utgår från vätgastankstationen i Mariestad i ett framtidsscenario med ett ökat transportbehov och större dimensioner på komponenter i systemet. Genom att kombinera vätgas och batterier för att lagra energi har det studerats möjliga affärsmodeller för elhandel, syrgasproduktion och spillvärme. Även legala och tekniska aspekter med lagring har utvärderats. Studien har kommit fram till att nuvarande regelverk inte är anpassade för till exempel energilagring, samt att hantering av syrgas utgör den största säkerhetsrisken. Dessutom är värdet på intäktskällorna mycket svåra att uppskatta, då de till stor del påverkas av elpriser. Både syrgas och lågtempererad spillvärme är lätta att framställa på flera sätt och deras ekonomiska värde är därför förhållandevis lågt. Att använda syrgas från elektrolys till reningsverk har potential att minska reningsverkets energianvändning samtidigt som det också underlättar vid eventuell introduktion av rening av läkemedelsrester. För tankstationen hade det varit möjligt att få viss intäkt från detta som inte är försumbar. Studien kom även fram till att spillvärmen från elektrolysen har potential att bidra som uppvärmning för bostäder och växthus. En simuleringsmodell upprättades av vätgastankstationen i MATLAB/Simulink©. Där analyserades möjligheter att minska överuttag på Mariestads regionnät för åren 2020 och 2021. Med överuttag menas de effekter som överstiger abonnerad effekt (idag 26 MW) vilket leder till extra kostnader för det lokala elnätsbolaget VänerEnergi. Resultaten visade att tankstationen har möjlighet att sänka överuttag och i vissa fall även sänka abonnerad effekt, vilket leder till besparingar. Storleken på bränslecellen, elektrolys och vätgaslager är avgörande för hur stor effekt som systemet kan hjälpa elnätet med och under hur lång tid. Nätnyttan frekvensreglering är också möjlig med hjälp av tankstationen. Intäkten från frekvensregleringen är mycket osäker då den bygger på en marknad med budgivningssystem. I detta arbete är det uppskattat att frekvensreglering är den mest signifikanta intäktskällan för tankstationen efter drivmedelsförsäljning.Projektledare och projektägare: RISE – Research Institutes of Sweden.    Projektpartner: Mariestads kommun / ElectriVillage VänerEnergi.    Finansiärer: Energimyndigheten,  Mariestads kommun (in-kind), VänerEnergi (in-kind).</p

Vätgasproduktion för ellagring efter elnätsnytta och affärsmodeller

Detta projekt genomfördes av RISE – Research Institutes of Sweden, i samarbete med Mariestads kommun (ElectriVillage) och VänerEnergi. Studien utgår från vätgastankstationen i Mariestad i ett framtidsscenario med ett ökat transportbehov och större dimensioner på komponenter i systemet. Genom att kombinera vätgas och batterier för att lagra energi har det studerats möjliga affärsmodeller för elhandel, syrgasproduktion och spillvärme. Även legala och tekniska aspekter med lagring har utvärderats. Studien har kommit fram till att nuvarande regelverk inte är anpassade för till exempel energilagring, samt att hantering av syrgas utgör den största säkerhetsrisken. Dessutom är värdet på intäktskällorna mycket svåra att uppskatta, då de till stor del påverkas av elpriser. Både syrgas och lågtempererad spillvärme är lätta att framställa på flera sätt och deras ekonomiska värde är därför förhållandevis lågt. Att använda syrgas från elektrolys till reningsverk har potential att minska reningsverkets energianvändning samtidigt som det också underlättar vid eventuell introduktion av rening av läkemedelsrester. För tankstationen hade det varit möjligt att få viss intäkt från detta som inte är försumbar. Studien kom även fram till att spillvärmen från elektrolysen har potential att bidra som uppvärmning för bostäder och växthus. En simuleringsmodell upprättades av vätgastankstationen i MATLAB/Simulink©. Där analyserades möjligheter att minska överuttag på Mariestads regionnät för åren 2020 och 2021. Med överuttag menas de effekter som överstiger abonnerad effekt (idag 26 MW) vilket leder till extra kostnader för det lokala elnätsbolaget VänerEnergi. Resultaten visade att tankstationen har möjlighet att sänka överuttag och i vissa fall även sänka abonnerad effekt, vilket leder till besparingar. Storleken på bränslecellen, elektrolys och vätgaslager är avgörande för hur stor effekt som systemet kan hjälpa elnätet med och under hur lång tid. Nätnyttan frekvensreglering är också möjlig med hjälp av tankstationen. Intäkten från frekvensregleringen är mycket osäker då den bygger på en marknad med budgivningssystem. I detta arbete är det uppskattat att frekvensreglering är den mest signifikanta intäktskällan för tankstationen efter drivmedelsförsäljning.Projektledare och projektägare: RISE – Research Institutes of Sweden.    Projektpartner: Mariestads kommun / ElectriVillage VänerEnergi.    Finansiärer: Energimyndigheten,  Mariestads kommun (in-kind), VänerEnergi (in-kind).</p

Liquid Hydrogen As A Logistic Fuel – A Pre-study

Energibolagen gör stora investeringar för att tillhandahålla infrastruktur för produktion, distribution och tankning av vätgas. Det är därför viktigt att hitta de mest effektiva och genomförbara scenarierna för väte i samhället. Detta innebär att välja mellan värdekedjor för flytande väte (LH2) eller komprimerad vätgas (CGH2) i stegen från produktion till lagring ombord på fordon inom transportsegment, till exempel tunga lastbilar. Under projektet övervägdes också det ännu oetablerade konceptet med kryo-komprimerad vätgas (CcH2). Projektet syftade till att identifiera de kritiska utmaningarna och nuvarande begränsningar som påverkar den utbredda användningen av väte som bränsle för transporttillämpningar. Det har fokuserat på att öka kunskapen om teknologier som kan göra LH2- eller CGH2-infrastruktur och fordonsanvändning effektivare och säkrare, genom att bedöma den aktuella teknikens nivå såväl som mognad samt potential för ny teknik. I detta ingick också ett segment fokuserat på säkerhetsrisker kring alternativen längs de senare delarna av värdekedjan. Projektet som helhet genomfördes som en litteraturstudie. För teknologimognaden i olika delar av värdekedjan har projektet sammanfattat resultaten i ett kategoriseringssystem på mycket hög nivå, se tabell nedan. Definitionerna är huvudsakligen kvalitativa i följande kategorier: • Etablerad (används i större skala, ~TRL 9-10) • Beprövat koncept (demonstranter eller snart det här stadiet, ~TRL 7-8) • Initial design (inga offentliga demonstratorer tillgängliga, ~TRL 3-6) • Osäker tillämplighet (tillämpligheten fastställdes inte i detta arbete) • Ej tillämpbart (Kan inte användas för detta tillstånd av väte) Tabellen ovan ger också en översikt över de segment som ingår i rapporten. I kombination med den tekniska utvärderingen gjordes också en kvalitativ kostnadsanalys av de olika fastillstånden för väte. Här indikeras att även om LH2 har en högre kostnad i den inledande delen av värdekedjan, har den lägre kostnader i slutsegmenten. Därför är det möjligt att slutpriset för användaren blir liknande för både LH2 och CGH2. Hela kostnaden kan jämföras först när LH2 tankstationer och fordon byggs offentligt och kostnadsinformation är tillgänglig. Detsamma gäller för CcH2. Under förstudien för säkerhet, föreskrifter och standarder kom följande slutsats: Ur ett säkerhetsperspektiv finns det inga oöverstigliga barriärer med avseende på användningen av LH2 ombord på tunga vägfordon på medellång sikt, men det finns flera utmaningar att övervinna, inte minst på kort sikt. Inom EU finns regler som tillåter typgodkännande av tunga vägfordon med LH2 lagringssystem. Dessa är dock baserade på arbete som utfördes för 15 - 20 år sedan och är allmänt erkända som i behov av att uppdateras och valideras på samma sätt som CGH2 vägfordonsreglerna har varit. Det finns även en brist på uppdaterade industristandarder för LH2-lagringssystem för vägfordon. En särskild lucka är avsaknaden av en uppdaterad standard som kan refereras till i föreskrifter för munstycket i tanköppningens geometri. För LH2-påfyllningsstationer som helhet finns det dessutom inga lämpliga, uppdaterade internationella standarder, så det finns en risk att enskilda länder ställer sina egna krav. Sammantaget drog projektet slutsatsen att det inte finns några oöverkomliga hinder för implementeringen av LH2. Det är en genomförbar värdekedja ur både teknologiska-, kostnads- och säkerhetsperspektiv. Den kan också i framtiden bli jämförbar med den mer beprövade värdekedjan CGH2, men vissa initiala hinder och investeringar måste övervinnas.Large investments are being made by energy companies to provide hydrogen production, distribution, and refuelling infrastructure. It is hence critical to find hydrogen pathways that are efficient and feasible. This means deciding between the usage of liquid hydrogen (LH2) or compressed hydrogen (CGH2) value-chains from production to storage onboard vehicles in some transport segments such as heavy-duty trucks. During the project the as yet unestablished concept of cryo-compressed hydrogen (CcH2) was also considered. The project aimed at identifying the critical challenges and current limitations that impact the widespread use of hydrogen as a fuel for transport applications. It has focused on increasing the knowledge about technologies that can make LH2 or CGH2 infrastructure and vehicle usage more efficient and safer, by assessing the current state of technology as well as maturity and potential of new technologies. Included in this was also a segment focused on the safety of the different alternatives along the later parts of the value-chain. The project as a whole was conducted as a literature study. For the technology maturity in different parts of the value-chain the project has summarized the results in a very high-level categorisation system, see table below The definitions are mainly qualitatively and show where the technologies are in these categories: • Established (Used on a larger scale, ~TRL 9-10) • Proven concept (Demonstrators or soon reaching this stage, ~TRL 7-8) • Initial design (No public demonstrators available, ~TRL 3-6) • Uncertain applicability (Applicability was not established in this work) • Not applicable (Cannot be used for this state of hydrogen) Technological maturity in the hydrogen value-chain The table above also gives an overview of the segments included in the report. In combination with the technological evaluation a qualitative cost analysis of the different hydrogen storage states was also done. Here it is indicated that though LH2 has a higher cost in the initial part of the value-chain, it has lower costs in the end segments. Therefore, it is possible that the end-price for the user will be similar for both LH2 and CGH2. The full cost can be compared first when LH2 refuelling stations and vehicles are publicly built, and cost information is available. The same is true for CcH2. During the safety, regulations and standards pre-study the following was concluded. From a safety perspective, there are no insurmountable barriers with respect to the use of LH2 on-board heavy-duty road vehicles in the medium term, however, there are several challenges to overcome, not least in the short term. Within the EU there are regulations which allow the type-approval of heavy-duty road vehicles with LH2 storage systems. However, these are based on work undertaken 15 - 20 years ago and are widely acknowledged as in need of being updated and validated in the same way that CGH2 road vehicle regulations have been. Similarly, there is a lack of up-to-date industry standards for road vehicle LH2 storage systems. A particular gap is the absence of an up-to-date standard that can be referenced in regulations for the refuelling receptacle geometry. Additionally, for LH2 refilling stations as a whole there are no suitable, up to date international standards, so there is a risk that individual countries set their own requirements. Overall, the project concluded that there are no show-stoppers for the implementation of LH2. It is a feasible value-chain from both the technology, cost and safety perspective. It could also in the future become comparable with the more proven CGH2 value-chain, but some initial hurdles and investments need to be overcome.Thanks to the Swedish Energy Agency and AB Volvo for the 50/50 funding of this project (1Msek) that has allowed us to develop the understanding of how different states of hydrogen can best be used in the transport sector. Also, thanks to all the participants in the project for a good collaboration and many interesting discussions.</p

Liquid Hydrogen As A Logistic Fuel – A Pre-study

Energibolagen gör stora investeringar för att tillhandahålla infrastruktur för produktion, distribution och tankning av vätgas. Det är därför viktigt att hitta de mest effektiva och genomförbara scenarierna för väte i samhället. Detta innebär att välja mellan värdekedjor för flytande väte (LH2) eller komprimerad vätgas (CGH2) i stegen från produktion till lagring ombord på fordon inom transportsegment, till exempel tunga lastbilar. Under projektet övervägdes också det ännu oetablerade konceptet med kryo-komprimerad vätgas (CcH2). Projektet syftade till att identifiera de kritiska utmaningarna och nuvarande begränsningar som påverkar den utbredda användningen av väte som bränsle för transporttillämpningar. Det har fokuserat på att öka kunskapen om teknologier som kan göra LH2- eller CGH2-infrastruktur och fordonsanvändning effektivare och säkrare, genom att bedöma den aktuella teknikens nivå såväl som mognad samt potential för ny teknik. I detta ingick också ett segment fokuserat på säkerhetsrisker kring alternativen längs de senare delarna av värdekedjan. Projektet som helhet genomfördes som en litteraturstudie. För teknologimognaden i olika delar av värdekedjan har projektet sammanfattat resultaten i ett kategoriseringssystem på mycket hög nivå, se tabell nedan. Definitionerna är huvudsakligen kvalitativa i följande kategorier: • Etablerad (används i större skala, ~TRL 9-10) • Beprövat koncept (demonstranter eller snart det här stadiet, ~TRL 7-8) • Initial design (inga offentliga demonstratorer tillgängliga, ~TRL 3-6) • Osäker tillämplighet (tillämpligheten fastställdes inte i detta arbete) • Ej tillämpbart (Kan inte användas för detta tillstånd av väte) Tabellen ovan ger också en översikt över de segment som ingår i rapporten. I kombination med den tekniska utvärderingen gjordes också en kvalitativ kostnadsanalys av de olika fastillstånden för väte. Här indikeras att även om LH2 har en högre kostnad i den inledande delen av värdekedjan, har den lägre kostnader i slutsegmenten. Därför är det möjligt att slutpriset för användaren blir liknande för både LH2 och CGH2. Hela kostnaden kan jämföras först när LH2 tankstationer och fordon byggs offentligt och kostnadsinformation är tillgänglig. Detsamma gäller för CcH2. Under förstudien för säkerhet, föreskrifter och standarder kom följande slutsats: Ur ett säkerhetsperspektiv finns det inga oöverstigliga barriärer med avseende på användningen av LH2 ombord på tunga vägfordon på medellång sikt, men det finns flera utmaningar att övervinna, inte minst på kort sikt. Inom EU finns regler som tillåter typgodkännande av tunga vägfordon med LH2 lagringssystem. Dessa är dock baserade på arbete som utfördes för 15 - 20 år sedan och är allmänt erkända som i behov av att uppdateras och valideras på samma sätt som CGH2 vägfordonsreglerna har varit. Det finns även en brist på uppdaterade industristandarder för LH2-lagringssystem för vägfordon. En särskild lucka är avsaknaden av en uppdaterad standard som kan refereras till i föreskrifter för munstycket i tanköppningens geometri. För LH2-påfyllningsstationer som helhet finns det dessutom inga lämpliga, uppdaterade internationella standarder, så det finns en risk att enskilda länder ställer sina egna krav. Sammantaget drog projektet slutsatsen att det inte finns några oöverkomliga hinder för implementeringen av LH2. Det är en genomförbar värdekedja ur både teknologiska-, kostnads- och säkerhetsperspektiv. Den kan också i framtiden bli jämförbar med den mer beprövade värdekedjan CGH2, men vissa initiala hinder och investeringar måste övervinnas.Large investments are being made by energy companies to provide hydrogen production, distribution, and refuelling infrastructure. It is hence critical to find hydrogen pathways that are efficient and feasible. This means deciding between the usage of liquid hydrogen (LH2) or compressed hydrogen (CGH2) value-chains from production to storage onboard vehicles in some transport segments such as heavy-duty trucks. During the project the as yet unestablished concept of cryo-compressed hydrogen (CcH2) was also considered. The project aimed at identifying the critical challenges and current limitations that impact the widespread use of hydrogen as a fuel for transport applications. It has focused on increasing the knowledge about technologies that can make LH2 or CGH2 infrastructure and vehicle usage more efficient and safer, by assessing the current state of technology as well as maturity and potential of new technologies. Included in this was also a segment focused on the safety of the different alternatives along the later parts of the value-chain. The project as a whole was conducted as a literature study. For the technology maturity in different parts of the value-chain the project has summarized the results in a very high-level categorisation system, see table below The definitions are mainly qualitatively and show where the technologies are in these categories: • Established (Used on a larger scale, ~TRL 9-10) • Proven concept (Demonstrators or soon reaching this stage, ~TRL 7-8) • Initial design (No public demonstrators available, ~TRL 3-6) • Uncertain applicability (Applicability was not established in this work) • Not applicable (Cannot be used for this state of hydrogen) Technological maturity in the hydrogen value-chain The table above also gives an overview of the segments included in the report. In combination with the technological evaluation a qualitative cost analysis of the different hydrogen storage states was also done. Here it is indicated that though LH2 has a higher cost in the initial part of the value-chain, it has lower costs in the end segments. Therefore, it is possible that the end-price for the user will be similar for both LH2 and CGH2. The full cost can be compared first when LH2 refuelling stations and vehicles are publicly built, and cost information is available. The same is true for CcH2. During the safety, regulations and standards pre-study the following was concluded. From a safety perspective, there are no insurmountable barriers with respect to the use of LH2 on-board heavy-duty road vehicles in the medium term, however, there are several challenges to overcome, not least in the short term. Within the EU there are regulations which allow the type-approval of heavy-duty road vehicles with LH2 storage systems. However, these are based on work undertaken 15 - 20 years ago and are widely acknowledged as in need of being updated and validated in the same way that CGH2 road vehicle regulations have been. Similarly, there is a lack of up-to-date industry standards for road vehicle LH2 storage systems. A particular gap is the absence of an up-to-date standard that can be referenced in regulations for the refuelling receptacle geometry. Additionally, for LH2 refilling stations as a whole there are no suitable, up to date international standards, so there is a risk that individual countries set their own requirements. Overall, the project concluded that there are no show-stoppers for the implementation of LH2. It is a feasible value-chain from both the technology, cost and safety perspective. It could also in the future become comparable with the more proven CGH2 value-chain, but some initial hurdles and investments need to be overcome.Thanks to the Swedish Energy Agency and AB Volvo for the 50/50 funding of this project (1Msek) that has allowed us to develop the understanding of how different states of hydrogen can best be used in the transport sector. Also, thanks to all the participants in the project for a good collaboration and many interesting discussions.</p