I et av Sintefs fremtidsbilder bidrar Svalbard selv med noe kraftproduksjon ved å lage solcellestrøm sommerstid. Når vintermørket siger på, vil mer og mer strøm bli lagd av hydrogen fra fastlandet.  (Foto: Ivar Ekseth, NTB Scanpix)
I et av Sintefs fremtidsbilder bidrar Svalbard selv med noe kraftproduksjon ved å lage solcellestrøm sommerstid. Når vintermørket siger på, vil mer og mer strøm bli lagd av hydrogen fra fastlandet. (Foto: Ivar Ekseth, NTB Scanpix)

Svalbard kan bli hydrogensamfunn

Longyearbyen kan spare over 100 millioner strømkroner årlig om et helgrønt hydrogenkraftverk velges framfor kabel fra fastlandet, viser beregninger.  

Publisert

Slik lages hydrogen

I Svalbard-studien forutsetter Sintef at overskuddskraft fra vind- og vannkraftverk i Norge brukes til å spalte vann til hydrogen og oksygen. På fastlandet er det årlige kraftoverskuddet omlag nitti ganger større enn forbruket i Longyearbyen.

I regnestykkene har forskerne forutsatt at hydrogenet produseres i anlegg på norskekysten – for eksempel ved hjelp av vindkraft fra kommende vindmølleparker på Fosen, fra en utvidelse av Raggovidda vindpark i Berlevåg eller ved hjelp av vannkraft fra Glomfjord.

Også grønn hydrogenproduksjon fra naturgass er en mulig forsyningskilde for Svalbard, ifølge prosjektleder Anders Ødegård. Han viser til teknologi som det norske Reinertsen-konsernet nå vil kommersialisere.

Naturgass er i dag det billigste og mest brukte råstoffet ved produksjon av hydrogen. Når gass er råstoff, blir CO2 et biprodukt. Men med Sintefs/Reinertsens løsning kan CO2-en separeres ut og gå til lagring. Da gir også naturgass-ruta en helgrønn energikjede.

Energiforsyningen til verdens nordligste tettsted er blitt et hett tema i klimadebatten. I dag får Longyearbyen strøm og fjernvarme fra Norges eneste kullkraftverk, som altså er lokalisert på Svalbard. Resultatet er et årlig CO2-utslipp på 40 tonn per innbygger. Dette tilsvarer fire ganger mer enn hver fastlandsinnbygger avgir, og da er oljevirksomheten regnet med. Dette har fått miljøvernere og politikere til å reagere, noe blant annet er omtalt i Aftenposten nylig. 

I debatten om bærekraftige alternativ har enkelte politikere alt snakket varmt om å erstatte kullkraftverket med en fastlandskabel. Det vil si en 1000 kilometer lang sjøkabel som kan frakte overskudd av vind- og vannkraft fra fastlandet til utposten i nord.

Nå viser en studie at det kan bli over 100 millioner kroner billigere per år å skipe overskuddskraften til Svalbard i form av nedkjølt, flytende hydrogen i stedet. I regnestykket inngår bygging av et elektrokjemisk kraftverk i Longyearbyen. Et slikt anlegg vil helt uten utslipp lage strøm av hydrogenet – ved hjelp av brenselceller (se tabell nederst i saken).  

Anbefaler bred energidiskusjon

Teknologiselskapet ABB anslår at én fastlandskabel vil koste tre milliarder kroner. Et mer forsyningssikkert system med to kabler vil koste fem milliarder.

Skal prisen for strøm fra en eventuell kabel komme ned i prisleiet til hydrogenbasert kraft, må fastlandskabelen gi strøm også til oljeinstallasjoner i Barentshavet, ifølge prosjektleder Anders Ødegård ved Sintef. Flere av debattantene har forutsatt nettopp dette.

– Men Svalbard må ha en varig løsning. Da er det uklokt å bli avhengig av oljeplattformer med noen tiårs levetid. Resultatene våre viser at det er viktig å diskutere Svalbards energiforsyning videre på bred basis og ikke slå seg til ro med kabel som eneste mulige nullutslippsløsning, sier Ødegård.

Jordvarme og grønn kullkraft

I et av Sintefs fremtidsbilder bidrar Svalbard selv med noe kraftproduksjon ved å lage solcellestrøm sommerstid. Når vintermørket siger på, vil mer og mer strøm bli lagd av hydrogen fra fastlandet. 

Ødegård understreker at en videre diskusjon om Svalbards energiframtid også bør omfatte andre alternativer, som bruk av jordvarme eller videreføring av kullkraftproduksjonen med fangst og lagring av CO2.

– Kullkraftverket i Longyearbyen er nettopp oppgradert for en levetid på 20 nye år. I et klimaperspektiv vil det være utenkelig å fortsette med de høye utslippene så lenge. Derfor er det viktig å sette Svalbards energiforsyning på agendaen nå, sier Ødegård.

Brensel fra vann

Hydrogen, som altså utgjør et sentralt tema i den ferske Sintef-studien, er brensel som både kraftverk og kjøretøyer kan utnytte. Det energirike stoffet er ingen energikilde, men en energibærer.

Elektrisk kraft kan nemlig lagres som hydrogen ved at strømmen brukes i anlegg som spalter vann – til hydrogen og oksygen.

Om elektrisiteten som går til slike hydrogenfabrikker eksempelvis er vind- eller vannkraft, med andre ord er 100 prosent fornybar, blir energikjeden helgrønn. Fra kraftverk og kjøretøyer som utnytter hydrogen, blir nemlig rent vann det eneste utslippet. 

Strømregning kan krympes med over 100 millioner

Grønne muligheter for Longyearbyen: Disse mulige systemene for energiforsyning til Svalbard har forskerne regnet på. Sjøkabel fra fastlandet vil gi Longyearbyen en samlet årlig strømregning på 400 millioner kroner. Beløpet kan krympes til 270 millioner, om Svalbard går for hydrogenimport kombinert med produksjon av solcellestrøm. (Foto: (Illustrasjon: Knut Gangåssæter, Sintef))
Grønne muligheter for Longyearbyen: Disse mulige systemene for energiforsyning til Svalbard har forskerne regnet på. Sjøkabel fra fastlandet vil gi Longyearbyen en samlet årlig strømregning på 400 millioner kroner. Beløpet kan krympes til 270 millioner, om Svalbard går for hydrogenimport kombinert med produksjon av solcellestrøm. (Foto: (Illustrasjon: Knut Gangåssæter, Sintef))

Hvis all strøm til Longyearbyen lages i et hydrogenkraftverk, vil den koste én krone mindre per kilowattime enn strøm fra kabel, ifølge regnestykket som anses som mest realistisk, ifølge studien.

– Kombineres hydrogenimport og lokal solcellestrøm, vil Svalbard-samfunnet spare ytterligere 20 øre per kilowattime, sier Ødegård

Med dagens energiforbruk innebærer begge løsninger at Longyearbyens samlede årlige strømregning kan bli mer enn 100 millioner kroner lavere om hydrogen velges framfor en eventuell kabelløsning.   

Lukker døra for vindkraft

På Norges nordligste territorium synger gruvedriften på siste verset.

– Vi forutsetter at Svalbard-samfunnet vil fylle på med ny næringsvirksomhet av samme omfang. Derfor har vi lagt dagens energiforbruk til grunn gjennom hele studien, sier Jonas Martin, tysk økonomistudent, som har stått for beregningsarbeidet under veiledning fra forskere med lang erfaring på området.    

I studien vurderes også muligheten for å dekke strømbehovet med vindmøller på Svalbard. Men det vil koste mer per kilowattime enn kabelstrøm og er neppe spiselig av miljøhensyn.

Hydrogen gir fleksibilitet

En hydrogenløsning på sin side har ifølge prosjektleder Anders Ødegård en plusskonto der det veier tungt at løsningen er mer fleksibel enn mange av alternativene. 

Han påpeker at:  

  • Hydrogen gjør det mulig å gå gradvis til verks fordi kraftproduksjonen vil foregå i modulbaserte anlegg.
  • Kraftproduksjonen kan enkelt tilpasses energibehovet ved å variere antallet moduler.
  • Den modulbaserte teknologien gir også god forsyningssikkerhet. Enkeltkomponenter i et brenselcelleanlegg kan feile, men det er lite sannsynlig at mange enheter faller ut samtidig.

Hydrogenløsning tåler prisvariasjon

Den beregnede 100-millionersbesparelsen forutsetter at hydrogenet koster rundt 35 kroner per kilo, levert i Longyearbyen.

– Vi anser dette som en realistisk pris ut fra samtaler med flere mulige norske produsenter. Men studien viser at hydrogen er konkurransedyktig med strøm fra en kabel ved priser helt opp til om lag 65 kroner per kilo, opplyser Ødegård.

– Stort, men realistisk løft

Fra Fantoft utenfor Bergen leder Vegard Frihammer energiselskapet Greenstat, som tar mål av seg å bli en nasjonal aktør for hydrogenproduksjon. For en mulig hydrogenproduksjon på Mongstad har selskapet analysert seg frem til en pris på rundt 22 kroner per kilo hydrogen.

– I likhet med Sintef jobber vi med ulike studier knyttet til flytendegjøring og frakt av hydrogen. Men på disse områdene har vi i Greenstat ingen godt verifiserte tall å henvise til, sier Frihammer.

Det han imidlertid vet noe om, er hva norske hydrogenleverandører må forberede seg på for å bli konkurransedyktige på pris.

– Vi har fått gode indikasjoner fra Japan på at aktører som vil levere hydrogen dit, må ligge innenfor et prisintervall fra drøyt 20 kroner til opp mot 45 kroner, levert på kai der borte. Målet vårt er at grønt hydrogen fra Norge i 2030 bør koste 30 kroner kiloet, levert på kai i Japan. Det innebærer et stort løft knyttet til hele verdikjeden. Men det bør kunne være innenfor rekkevidde.  Og nås dette målet for leveranser til Japan, bør 30 kroner selvsagt være en realistisk pris også på Svalbard.