LKAB och SSAB:s satsningar på fossilfritt järn och stål — vad innebär det för elsystemet?

Foto: Svevind, Anders Westergren

I söndags gick LKAB ut med nyheten att även de på allvar planerar att ge sig in i värdekedjan för fossilfritt stål genom att börja reducera järnmalmspellets till så kallad järnsvamp.

Detta har historiskt skett genom att låta järnmalmen reagera med kol i masugnar, men inom ramen för HYBRIT-samarbetet (som utgörs av LKAB, SSAB och Vattenfall) utvecklar man en ny metod för att ersätta kolet med vätgas för att på så sätt få bort merparten av koldioxidutsläppen inom stålproduktion.

I samband med HYBRIT har SSAB tidigare aviserat att de planerar att ställa om sin stålproduktion — och inte minst verksamheten i deras två masugnar i Luleå och Oxelösund — till en vätgasbaserad process. LKAB:s nyhet innebär att de kommer att implementera en liknande process för att på så sätt kunna erbjuda koldioxidfritt järn till sina kunder över hela världen (och i och med det tar de ytterligare ett steg i stålets förädlingsprocess).

Inspirerade av nyheten — som LKAB för övrigt kallade “den största industriinvesteringen i svensk historia” — kunde vi inte hålla oss ifrån att resonera kring konsekvenserna för elsystemet.

En tredjedel av svensk elproduktion

Processen för att ta fram koldioxidfri järnsvamp kräver el. Och enligt LKAB är det stora mängder el: om satsningen lyckas innebär det ett elbehov motsvarande en tredjedel av Sveriges elproduktion, dvs ca 50 TWh el. Och i ett slag lär det öka prognoserna för framtida elbehov i Sverige från mellan 150-200 TWh till en bra bit över 200 TWh.

Processen utgår från att man använder elektrolysörer som använder el för att spjälka vatten till vätgas och syrgas. Om man skulle köra dessa konstant över året vore effektbehovet ca 5,5 GW. (Sveriges effektbehov varierar såhär års mellan runt 12 GW och 20 GW.)

Att dessa satsningar framförallt lär ske i norra Sverige — och i anslutning till LKAB och SSAB:s verksamheter i Luleå och i Malmfälten — är ingen slump. Norra Sverige är ett av de ställen i Europa där el i dagsläget finns som rikligast och till lägst priser. På tio år har det byggts ut norrländsk vindkraft — bl.a. i Markbygden utanför Piteå — motsvarande kärnkraftverket i Forsmark (att lägga till i stort sett hela Sveriges vattenkraft på ca 65 TWh per år).

Och lite tyder på att utvecklingen är på väg att stanna — i den senaste kvartalsrapporten från Svensk Vindenergi bedömer man att det kommer tillkomma ytterligare ca 15 TWh under nästkommande treårsperiod.

Vätgaslager stora som Globen?

Förutom att projekten behöver stora mängder ny elproduktion lär de även innebära ytterligare en möjliggörande faktor för ett förnybart, allt mer varierande, elsystem. Nämligen energilager.

I nuläget projekteras den första pilotanläggningen för att lagra vätgas inom HYBRIT-projektet: ett bergrum där vätgas ska lagras under ett tryck på 200-250 bar. (Ej trycksatt skulle t.ex. SSAB:s masugn i Luleå tömma en volym vätgas motsvarande Globen på fyra timmar.) Enligt Mikael Nordlander från Vattenfall och HYBRIT — som vi intervjuade i podden i somras — är planen att kunna lagra vätgas motsvarande några dygns drift när det råder bristsituation och elpriser är höga.

Logiken bakom att lagra vätgas är att kostnaden är starkt beroende av elpriset; för att få ut 1 kg vätgas behöver man i storleksordningen 50 kWh el. Trots att elektrolysörer i dagsläget är dyra spås de — tack vare stora satsningar från bl.a. EU — följa liknande utveckling som solceller, vindkraft och batterier haft de senaste åren. Framöver bedömer Mikael och hans kollegor på HYBRIT att kapitalkostnaden för elektrolysörer blir förhållandevis liten i förhållande till kostnaden på el, ca 20-25% av totala kostnaden för att producera vätgas. Även kostnaden för vätgaslagret väntas bli en mindre del jämfört med kostnaden för el.

Exempel på hur kostnaden för vätgas beror på kostnadsutvecklingen för elektrolysörer, kapacitetsfaktorn för elektrolysörerna (KF) — dvs hur stor andel av årets timmar de körs — och elpriset. Exemplet är uträknat med ett konstant elpris på $20/MWh, dvs ca 20 öre per kWh. Beroende på hur mycket och ofta elpriset varierar ändras kalkylen för hur man bäst dimensionerar systemet med mängden elektrolysörer och storlek på vätgaslager. Grafen tar dock inte hänsyn för kostnad för vätgaslager. Datan är hämtad från sida 91 i rapporten “Towards a Low Carbon Steel Sector” från TERI.

200 TWh, och vidare!

LKAB och SSAB:s satsningar på fossilfritt stål och järn från vätgas är långt ifrån den enda satsningen som sker just nu som (trots energieffektiviseringar) ofrånkomligen kommer leda till ett ökat behov av el. Elektrifierade vägtransporter lär behöva ytterligare minst 20 TWh. Och sen har vi bubblaren, elektrobränslen, som liksom fossilfritt stål använder vätgas som råvara för att kunna ersätta dels bränslen i transportsektorn och dels för att framställa material såsom plast.

Vad som är klart är att LKAB och Fossilfritt Sveriges uppmaning om att snabbt bygga nya elnät är mer brådskande än någonsin.

Lyssning på temat

I Solcellskollens podcast har vi flertalet avsnitt på temat elsystemet och grön vätgas. Tre exempel är följande avsnitt, som du hittar i valfri poddapp eller via länkarna nedan.

Lyssna: Mikael Nordlander, Om hur ståltillverkning ska bli fossilfri (och övrig industri också för den delen)

Lyssna: Daniel Kulin, Om vad svensk solel (och alla andra) kan lära sig från utvecklingen inom vindkraft

Lyssna: Göran Lindbergh, Om elektrolysörer — industrins stora hopp i klimatomställningen