Hydrogen er jokeren som skal få framtidens fornybare energisystem til å gå opp. Med lavere andel fleksibel kraftproduksjon, trenger kraftsystemet mer fleksibilitet på forbrukssiden.
Siden hydrogen kan lagres, er tanken at det skal produseres mye hydrogen når det er overskudd av kraft og lave strømpriser.
Hydrogen kan brukes i industrien og som drivstoff i skip, tog og lastebiler, eller den kan dyttes tilbake i nettet som strøm når det ikke blåser og solen ikke skinner.
Ambisjonene til hydrogenaktørene er skyhøye. Det ser vi også i Norge. Svært mye av plassen i transmisjonsnettet Statnett bruker milliarder av kroner på å oppgradere, er reservert til hydrogenproduksjon.
Sju prosent av planene realiseres
Det er kanskje et billig poeng å snakke om luftslott når det dreier seg om verdens letteste gass, men tanken er nærliggende.
Hva framtiden bringer, vet ingen. Men at utviklingen av verdikjedene for hydrogen går saktere enn hydrogenbransjen hadde håpet på, er nå slått fast av Det internasjonale energibyrået (IEA).
I en rykende fersk rapport, estimerer IEA at kun sju prosent av den fornybare energien som var planlagt brukt til hydrogenproduksjon innen utgangen av 2028, kommer til å bli bygget.
Produksjonsutstyret fungerer ikke
Ifølge energibyået er alle land i verden, bortsett fra Kina, langt unna å nå sine målsettinger for hydrogen. Mangel på kunder og høyere produksjonskostnader enn antatt, oppgis som hovedgrunnene til at hydrogen så langt ikke har levd opp til forventningene.
Selv om norske Hydro har nesten 100 års erfaring fra produksjon av hydrogenbasert ammoniakk, er ikke teknologien for å produsere grønt hydrogen i stor skala på plass.
Leverandørene klarer ikke å levere utstyr til de nye fabrikkene. Mye av utstyret som er levert, fungerer ikke, påpeker IEA ifølge Europowers søsterpublikasjon Hydrogeninsight.
Må ty til hydrogen
Dilemmaet for alle som analyserer framtidenes fornybare kraftsystemer, er at de ikke har andre teknologier enn hydrogen tilgjengelig for å balansere kraftsystemet. Selv ikke kjernekraft, som noen ganger framstilles som en «quick-fix» for framtidens energiutfordringer, er godt egnet for å balansere systemet.
NVEs langsiktige kraftmarkedsanalyse er én av rapportene som går lengst i å beskrive hvordan det norske og europeiske kraftsystemet vil kunne utviklet seg i kommende tiår. I et kraftsystem der kraftmarkedet står helt sentralt, vies utviklingen av strømprisen naturlig nok stor plass.
Ifølge NVEs analytikere, vil gasskraft bli prissettende i færre timer i framtiden. Samtidig blir utkoblingsprisen for fleksible teknologier som hydrogen- og fjernvarme stadig viktigere for prisdannelsen i de europeiske kraftmarkedene.
«Ettersom Norge er tett knyttet til disse markedene, vil prisen på disse teknologiene også få stor betydning for de norske kraftprisene framover. Prisene hydrogenprodusentene er villige til å kjøpe strøm for, blir særlig viktige i år med mye tilsig og vindkraftproduksjon.», skriver NVE i «Langsiktig kraftmarkedsanalyse 2023 (LA23)».
Skaper hodebry
NVEs fungerende prosjektleder for LA23, seniorrådgiver Henriette Birkelund, medgir at hydrogen skaper mye hodebry for dem som skal forsøke å beskrive framtidens kraftsystem.
– Det er jo litt spesielt å løse systemet med teknologier som ikke er på plass. Alt det vi antar om disse teknologiene og den pågående teknologiutvikling, som hvor fleksible elektrolysørene blir, er beheftet med stor usikkerhet, sier Birkelund.
NVE baserer seg i all hovedsak på eksterne kilder, men også i disse fagmiljøene går diskusjonene om kostnader og markedsutsikter livlig.
Selv om hydrogen har ført til mange og lange diskusjoner i NVEs prosjektgruppe, fant de ingen vei utenom å gjøre seg opp en mening om hvilken rolle hydrogen kommer til å ha i framtidens kraftsystem.
– Det er slik vi velger å løse systemet hvis vi skal få inn så mye fornybar kraftproduksjon som det er ambisjoner om. Siden det blir mindre fleksibilitet på produksjonssiden, må vi ha fleksibilitet på forbrukssiden, forklarer Birkelund.
Ukjent marginalkostnad
Utrykket vi bare må lære oss, er «utkoblingspriser for hydrogen».
Antagelsen at de fleksible hydrogenprodusentene vil koble ut produksjonen når strømprisen blir så høy at marginalkostnaden overstiger den antatte markedsprisen for hydrogen. Når vi vet at strøm er den viktigste innsatsfaktoren i grønn hydrogen, virker det som en rimelig antagelse.
«Kraftprisene forbruket kobles ut ved, kalles utkoblingspriser.», forklarer NVE.
For norske vannkraftprodusenter er det verdt å merke seg at den mye omtalte vannverdien som sier hvilken pris de vil ha for å produsere strøm, i lange perioder vil bli bestemt av hydrogenprodusentenes vurdering av kostnader og inntekter i hydrogenmarkedet.
Teorien er altså grei. Utfordringen er at ingen vet hva marginalkostnaden for hydrogen kommer til å bli, og ingen vet hva markedsprisen blir. Ingen kan heller si hvor fleksibel produksjonen av hydrogen kommer til å bli i praksis.
Blått eller grått?
Hydrogen kan produserer på flere måter. Flere navn brukes på hydrogen fra ulike energikilder.
EU liker å kalle hydrogen fra fornybar strøm for fornybar hydrogen, og har laget sin egen definisjon. Grønt hydrogen er nok likevel fortsatt mest brukt betegnelser på utslippsfri hydrogen laget med fornybar energi.
Hydrogen produsert fra fossile energikilder kalles grått hydrogen, men blir til blått hydrogen når utslippene fra produksjonen reduseres kraftig gjennom karbonfangst og -lagring.
NVE antar at kostnaden for å produsere grått hydrogen bestemmer markedsprisen for hydrogen i 2030, mens kostnaden for å produsere blått hydrogen blir prissettende i 2040.
Flest fleksible produsenter
I det framtidige kraftsystemet NVE har regnet på, vil store mengder sol- og vindkraft gi mange timer med lav strømpris. Det trekker ned kostnadene for å produsere hydrogen.
De fleksible hydrogenprodusentene, som NVE antar vil være i flertall, vil stoppe produksjonen når kraftprisen løfter seg fra de lave prisnivåene. Det er i disse timene med liten sol- og/eller vindkraftproduksjon, vannkraftprodusentene i dag kan hente store inntekter.
Hvis hydrogenprodusentene slutter å produsere ved en gitt pris, vil ikke strømprisene gå så høyt som vannkraftprodusentene skulle ønske seg.
30 - 40 euro/MWh
I NVEs langsiktige kraftmarkedsanalyse er utkoblingsprisen estimert til mellom 30 og 40 euro/MWh. Anslaget er selvsagt usikkert, påpeker de i rapporten.
Produsentene vil ha ulike utkoblingspriser fordi de har ulike produksjonskostnader, og fordi de kan operere i ulike markeder der kundene er villige til å betale ulik pris for hydrogen.
Lagring og transport vil ofte være avgjørende både for pris, og for hvor fleksibel en hydrogenprodusent kan være. Lagring og transport er også viktige kostnadskomponenter i hydrogenproduksjonen.
I Norge planlegges det å produsere blått hydrogen som skal fraktes i rør fra Vestlandet til kontinentet, og kortreist grønt hydrogen som skal lages nær kundene. Det siste utfordrer kraftsystemet fordi kundene, som for eksempel kan være skip, befinner seg i havner langt ute i strømnettet.
Tanken om kortreist hydrogen gir også begrenset innflytelse for Statnett og de andre nettselskapene, som vanligvis vil ønske å ha forbruket der det er god plass i nettet.
Naturgass fortsatt viktig
På kort sikt, altså fram mot 2030, vil naturgass fortsatt sette strømprisen. Ifølge NVEs analyse vil strømprisen sjeldent falle ned på utkoblingsprisene til hydrogenprodusentene.
Strømpriser bestemt av naturgass gjør at det bare vil være lønnsomt å produsere hydrogen i kortere perioder.
«Prisen ligger innenfor spennet til marginalkostnaden for gasskraft i omtrent 40 prosent av tiden i gjennomsnittsåret, og 80 prosent av tiden i tørråret. I det våte scenarioet ligger prisene rundt eller under utkoblingsprisene i omtrent 20 prosent av tiden.», skriver NVEs kraftmarkedsanalytikere i LA23.
Må finne likevekt
For å komplisere bildet ytterligere, regner NVEs analytikerne med at den god del av den norske hydrogenproduksjonen ikke vil være fleksibel. Denne delen av hydrogenproduksjonen ligger inne som annet fast forbruk som bidrar til å løfte det såkalte priskrysset der tilbud og etterspørsel møtes.
– Uten fleksibelt forbruk vil det oppstå et kraftoverskudd i systemet i timer med mye sol og vind. Det fleksible forbruket bidrar til å heve kraftprisene i disse timene. Hvis kostnadene for hydrogenproduksjon blir lavere enn de vi har antatt, slik at de tåler høyere strømpriser, vil det direkte påvirke prisene i strømmarkedet, sier Birkelund.
Klarer forskerne å ta fram teknologi som reduserer produksjonskostnadene, eller hydrogenkundene blir mer betalingsvillige, blir hydrogen enda viktigere for strømprisen.
– Mer uregulerbar fornybar strøm hever verdien av fleksibilitet, mens mer fleksibilitet øker verdien av den fornybare strømmen. Vi har forsøkt finne en likevekt som gjør at det er lønnsomhet i investeringene som gjøres, forklarer NVE-analytikeren.
