Mats Lundberg, Sandvik Group, redogjorde för hur vätgas/bränsleceller är uppbyggda och fungerar: en elektrokemisk process med bränsle (vätgas alt. biobränsle) och syre in, och vatten plus syre ut. Vätgas- och biogassystemen förstärker varandra. Bränslecellerna seriekopplas och är kan dimensioneras för olika behov. T.ex. en vätgasbil har ca 400 plattor seriekopplade; vikt ca 250 kg + ca 6 kg vätgas i full tank. Motsvarande effekt i elbil kräver batteri på ca 600 – 700 kg. Jämfört med batterier lagras inget bränsle = inga mängder med mineraler krävs.

Hybrit är ett pilotprojekt för en process där man använder vätgas för reduktion av syre i järnframställning, med restprodukt vatten. Detta är starten på vätgassamhället! (fin reklamfilm på sandvikenpurepower.se).

Sandvik har öppnat en vätgasmack i anslutning till vätgasledningarna in på fabriksområdet. AGA levererar grön vätgas (från grön el, genom elektrolys från vatten). I Tyskland har man idag 50 vätgasstationer, år 2023 planeras för 400 st. Oljebolagen driver utvecklingen. Vätgasmarknaden globalt 2015 beräknades till 115 miljarder USD i värde.

I kombination med ökad vind-/solkraft krävs lagring av energi – batteri för kortare tider (timmar), vätgas/metan för längre tider (dagar).

Marie Hjort på Region Gävleborg redogjorde för läget på solel. Under 2018 har ansökningar om stöd för solel fyrdubblats och målet för Gävleborg är att utöka andelen.

Lasse Åman, AB Geoterm i Sverige, talade om geoenergi – lagrad solenergi, t.ex. bergvärme – jämfört med geotermisk energi – från jordens inre. Geotermisk energi kan användas för värme och kyla (returvärme kan utnyttjas) och är lönsamt från ca 2 MW, d v s för fjärrvärme och industrier. Kostnad mellan 12 och 50 öre/kWh, beroende på storlek och förutsättningar, ofta 2 – 5 km borrhål. Tekniken påminner om frackning men har enligt uppgift lägre tryck för att inte vidga sprickorna i berget för mycket.

Birgitta Resvik från Fortum i Stockholm redogjorde för framtida konkurrenssituation. Sol i södra hemisfären har ungefär halverad kostnad jämfört med solel i norra hemisfären. Vindkraft ses som mer intressant för oss men därmed blir systemfrågor kritiska och leveranssäkerheten utmaningen. Dagens kvarvarande kärnkraft planeras köras till 2040-45. Vattenkraft utgör 33% av Fortums totala produktion och utgör ett helt outstanding säsongslager. Batterier krävs för kort lagring. Konsument-uppkoppling för att balansera systemet (t ex utnyttja el från varmvattenberedare) + efterfrågeflexibilitet kan ta ner höga effekttoppar. Intressant vore enligt Fortum att köra vattenkraften på annat sätt, mer volatilt. Beror idag på vattendomar som reglerar flödet. Miljöpåverkan!

/ Inga-Lill Carlsson
Naturskyddsföreningen Gävleborg