Värdekedjor för vätgas i Skåne

Värdekedjor för vätgas i Skåne var ett samverkansprojekt mellan RISE Research Institutes of Sweden och Region Skåne, mellan november 2021-april 2022. Syftet var att undersöka potentialen för vätgas inom Skåne, samt avgränsat för nordvästra Skåne där Höganäs AB och Kemira Kemi AB finns. Projektets målsättningar var bland annat att besvara frågor om vem som inom de närmaste 10 åren kan tänkas använda vätgas, vem som kan producera vätgasen och hur aktörer kan samarbeta. Fler än 30 olika aktörer har intervjuatsinom studien. Aktörer både inom industri och transport har visat intresse för att använda vätgas framöver. Inom industrin är det idag endast två industrier inom Skåne som använder vätgas storskaligt men möjligheten finns att fler ansluter sig i framtiden. Detta är dock ingen självklarhet då de industrier som idag inte använder vätgas även har andra alternativ till förfogande. Användning av vätgas inom transportsektorn är tänkbart i framtiden då Skåne är en viktig region för tunga transporter men det är ändå osannolikt att detta resulterar i ett mycket större vätgasbehov, även om tillväxten av vätgastrafik är kraftig. På längre sikt finns möjligheten till så kallad ”Carbon Capture and Utilization” (CCU) vilket har potential att mångdubbla användningen av vätgas. Detta är dock inte att betrakta som en garanti då det inom denna studie inte har utretts genomförbarhet och rimlighet för CCU. För produktion av vätgas finns flera möjligheter. Elektrolys som oftast associeras med miljövänlig vätgasproduktion om det tillverkas från fossilfri el, har viss problematik på kort sikt på grund av höga elpriser och vid tillfällen bristande tillgång till effekt. Detta är något som på sikt kan lösas, bland annat med hjälp av utbyggnad av ny förnybar kraftproduktion som exempelvis havsbaserad vindkraft inom närområdet eller distribution av vätgas som producerats i områden med god tillgång på el. Det finns även flera andra möjligheter att framställa vätgas med lågt CO2-avtryck i Skåne, bland annat från andra kolvätebränslen eller restströmmar. Samarbetsmöjligheterna inom näringslivet är färre i Skåne än för andra ”vätgaskluster” (Hydrogen Valley) inom Sverige, men existerar. Ett exempel är hur vätgasproduktion från industri skulle kunna hjälpa tidiga etableringar av vätgastankstationer att få tag i billigare vätgas, något som bedöms som essentiellt för att få igång vätgastrafik för tunga transporter inom Skåne. Bedömningen överlag från denna studie är att Skåne inte har lika stor potential för vätgas så som det finns i de andra vätgasregionerna i Sverige. Författarna bedömer dock att ett nordvästskånskt vätgaskluster på kort sikt (fram till ca 2025) hade först och främst bestått av Höganäs AB och Kemira Kemi AB samt en eller flera vätgastankstationer, då andra industriella användare inte är redo att ställa om till vätgas än. På längre sikt (2030 och framåt) hade klustret möjligtvis kunnat utökats med ett par industriella användare, och andra aktörer i värdekedjan. Men det är inte heller helt självklart att dessa industrier skulle ställa om till vätgas då det också finns andra alternativ för dem att tillgå. Den stora vågmästaren är dock CCU. Det är tänkbart att koldioxidutsläpp från industrier runt om i Skåne skulle kunna transporteras till nordvästra Skåne där vätgasen finns för att framställa e-bränslen så som metanol och metan. Detta skulle som tidigare diskuterat dramatiskt öka användningen av vätgas i Skåne. Även med CCU förväntas vätgasbehovet i Skåne vara betydligt lägre än för västkusten eller Norrbotten. Detta behöver dock inte nödvändigtvis innebära att en klusterbildning i Skåne inte är värd att genomföra, och det är intressant att undersöka saken vidare genom ett eller ett par dialogmöten

Värdekedjor för vätgas i Skåne

Värdekedjor för vätgas i Skåne var ett samverkansprojekt mellan RISE Research Institutes of Sweden och Region Skåne, mellan november 2021-april 2022. Syftet var att undersöka potentialen för vätgas inom Skåne, samt avgränsat för nordvästra Skåne där Höganäs AB och Kemira Kemi AB finns. Projektets målsättningar var bland annat att besvara frågor om vem som inom de närmaste 10 åren kan tänkas använda vätgas, vem som kan producera vätgasen och hur aktörer kan samarbeta. Fler än 30 olika aktörer har intervjuatsinom studien. Aktörer både inom industri och transport har visat intresse för att använda vätgas framöver. Inom industrin är det idag endast två industrier inom Skåne som använder vätgas storskaligt men möjligheten finns att fler ansluter sig i framtiden. Detta är dock ingen självklarhet då de industrier som idag inte använder vätgas även har andra alternativ till förfogande. Användning av vätgas inom transportsektorn är tänkbart i framtiden då Skåne är en viktig region för tunga transporter men det är ändå osannolikt att detta resulterar i ett mycket större vätgasbehov, även om tillväxten av vätgastrafik är kraftig. På längre sikt finns möjligheten till så kallad ”Carbon Capture and Utilization” (CCU) vilket har potential att mångdubbla användningen av vätgas. Detta är dock inte att betrakta som en garanti då det inom denna studie inte har utretts genomförbarhet och rimlighet för CCU. För produktion av vätgas finns flera möjligheter. Elektrolys som oftast associeras med miljövänlig vätgasproduktion om det tillverkas från fossilfri el, har viss problematik på kort sikt på grund av höga elpriser och vid tillfällen bristande tillgång till effekt. Detta är något som på sikt kan lösas, bland annat med hjälp av utbyggnad av ny förnybar kraftproduktion som exempelvis havsbaserad vindkraft inom närområdet eller distribution av vätgas som producerats i områden med god tillgång på el. Det finns även flera andra möjligheter att framställa vätgas med lågt CO2-avtryck i Skåne, bland annat från andra kolvätebränslen eller restströmmar. Samarbetsmöjligheterna inom näringslivet är färre i Skåne än för andra ”vätgaskluster” (Hydrogen Valley) inom Sverige, men existerar. Ett exempel är hur vätgasproduktion från industri skulle kunna hjälpa tidiga etableringar av vätgastankstationer att få tag i billigare vätgas, något som bedöms som essentiellt för att få igång vätgastrafik för tunga transporter inom Skåne. Bedömningen överlag från denna studie är att Skåne inte har lika stor potential för vätgas så som det finns i de andra vätgasregionerna i Sverige. Författarna bedömer dock att ett nordvästskånskt vätgaskluster på kort sikt (fram till ca 2025) hade först och främst bestått av Höganäs AB och Kemira Kemi AB samt en eller flera vätgastankstationer, då andra industriella användare inte är redo att ställa om till vätgas än. På längre sikt (2030 och framåt) hade klustret möjligtvis kunnat utökats med ett par industriella användare, och andra aktörer i värdekedjan. Men det är inte heller helt självklart att dessa industrier skulle ställa om till vätgas då det också finns andra alternativ för dem att tillgå. Den stora vågmästaren är dock CCU. Det är tänkbart att koldioxidutsläpp från industrier runt om i Skåne skulle kunna transporteras till nordvästra Skåne där vätgasen finns för att framställa e-bränslen så som metanol och metan. Detta skulle som tidigare diskuterat dramatiskt öka användningen av vätgas i Skåne. Även med CCU förväntas vätgasbehovet i Skåne vara betydligt lägre än för västkusten eller Norrbotten. Detta behöver dock inte nödvändigtvis innebära att en klusterbildning i Skåne inte är värd att genomföra, och det är intressant att undersöka saken vidare genom ett eller ett par dialogmöten

Vätgas som alternativ för skogsindustrins transporter– en jämförande studie (H2Timmer)

Detta förstudieprojekt har visat att vätgasdrift för timmerlastbilar ger något högre men ändå liknande kilometerkostnad som ren batteridrift, men snabbare tankning och längre körsträcka, vilket ger större flexibilitet för åkaren. Även biodrivmedel kan vara ett konkurrenskraftigt alternativ. Skogsindustrin är en av Sveriges största transportanvändare. För timmertransporter är lastbil det klart viktigaste transportslaget och skogsindustrins transporter motsvarar ca 17 % av Sveriges transporterade gods på väg. Ett alternativ för omställning av skogsindustrins transporter till fossilfrihet är förnybar vätgas, som kan produceras genom elektrolys med förnybar el. Precis som el ger vätgas inte upphov till några lokala emissioner vid användningen. Produktion av vätgas kan potentiellt ha synergier för skogsindustrins massabruk, som behov av syrgas och tillgång till överskottsel. Projektet har undersökt vätgas som alternativ för skogsindustrins transporter. Hela värdekedjan, inklusive produktion, komprimering, lagring, och användning inkluderas i analysen som beaktar kostnader, energieffektivitet och växthusgasutsläpp ur ett ”well-to wheel”-perspektiv. Studien inkluderar jämförelser med andra möjliga alternativ för att ställa om transporterna till fossilfrihet så som elektrifiering och biodrivmedel. Projektet har gett resultat som kommer att ligga till grund för en mer detaljerad projekteringsstudie inför ett framtida demonstrations- och pilotprojekt. Studien som finansierats av Trafikverket genom TripleF har genomförts av RISE tillsammans med 6 skogsindustribolag, tre företag från fordonsbranschen och två systemintegratörer med fokus på vätgas. Medverkande företag och organisationer: Sveaskog, SmurfitKappa, Metsä Group, Holmen, StoraEnso, BillerudKorsnäs, AB Volvo, Volvo Penta, Volvo CE, Nilsson Energy, Euromekanik, Energiforsk, Skogsindustrierna

Vätgas som alternativ för skogsindustrins transporter– en jämförande studie (H2Timmer)

Detta förstudieprojekt har visat att vätgasdrift för timmerlastbilar ger något högre men ändå liknande kilometerkostnad som ren batteridrift, men snabbare tankning och längre körsträcka, vilket ger större flexibilitet för åkaren. Även biodrivmedel kan vara ett konkurrenskraftigt alternativ. Skogsindustrin är en av Sveriges största transportanvändare. För timmertransporter är lastbil det klart viktigaste transportslaget och skogsindustrins transporter motsvarar ca 17 % av Sveriges transporterade gods på väg. Ett alternativ för omställning av skogsindustrins transporter till fossilfrihet är förnybar vätgas, som kan produceras genom elektrolys med förnybar el. Precis som el ger vätgas inte upphov till några lokala emissioner vid användningen. Produktion av vätgas kan potentiellt ha synergier för skogsindustrins massabruk, som behov av syrgas och tillgång till överskottsel. Projektet har undersökt vätgas som alternativ för skogsindustrins transporter. Hela värdekedjan, inklusive produktion, komprimering, lagring, och användning inkluderas i analysen som beaktar kostnader, energieffektivitet och växthusgasutsläpp ur ett ”well-to wheel”-perspektiv. Studien inkluderar jämförelser med andra möjliga alternativ för att ställa om transporterna till fossilfrihet så som elektrifiering och biodrivmedel. Projektet har gett resultat som kommer att ligga till grund för en mer detaljerad projekteringsstudie inför ett framtida demonstrations- och pilotprojekt. Studien som finansierats av Trafikverket genom TripleF har genomförts av RISE tillsammans med 6 skogsindustribolag, tre företag från fordonsbranschen och två systemintegratörer med fokus på vätgas. Medverkande företag och organisationer: Sveaskog, SmurfitKappa, Metsä Group, Holmen, StoraEnso, BillerudKorsnäs, AB Volvo, Volvo Penta, Volvo CE, Nilsson Energy, Euromekanik, Energiforsk, Skogsindustrierna

Vätgas som alternativ för skogsindustrins transporter– en jämförande studie (H2Timmer) : Exekutiv sammanfattning

Detta förstudieprojekt har undersökt vätgas som alternativ för skogsindustrins transporter. Hela värdekedjan, inklusive produktion, komprimering, lagring, och användning inkluderas i analysen som beaktar kostnader, energieffektivitet och växthusgasutsläpp ur ett ”well-to wheel”-perspektiv. Projektet har genomförts av RISE tillsammans med följande företag och organisationer: Sveaskog, SmurfitKappa, Metsä Group, Holmen, StoraEnso, BillerudKorsnäs, AB Volvo, Volvo Penta, Volvo CE, Nilsson Energy, Euromekanik, Energiforsk, Skogsindustrierna

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

Vätgas som alternativ för skogsindustrins transporter– en jämförande studie (H2Timmer) : Exekutiv sammanfattning

Detta förstudieprojekt har undersökt vätgas som alternativ för skogsindustrins transporter. Hela värdekedjan, inklusive produktion, komprimering, lagring, och användning inkluderas i analysen som beaktar kostnader, energieffektivitet och växthusgasutsläpp ur ett ”well-to wheel”-perspektiv. Projektet har genomförts av RISE tillsammans med följande företag och organisationer: Sveaskog, SmurfitKappa, Metsä Group, Holmen, StoraEnso, BillerudKorsnäs, AB Volvo, Volvo Penta, Volvo CE, Nilsson Energy, Euromekanik, Energiforsk, Skogsindustrierna

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