To enable the chemical industries in Stenungsund achieve climate neutrality, large amounts of fossil-free hydrogen will be required. Producing all hydrogen through electrolysis will demand large amounts of electric power, but the current grid capacity in Stenungsund is limited, making less electricity-intensive hydrogen production solutions essential. This study investigates the technical and commercial prerequisites for a Solid Oxide Electrolysis Cell (SOEC) pilot plant in Stenungsund. It also analyzes various scenarios to understand how SOEC and ammonia cracking can complement each other from a techno-economic perspective and enhance security of supply. The interviews that were conducted to gather insights from relevant stakeholders showed that they anticipate a significant increase in future hydrogen demand, highlighting the need for scalable and cost-effective production methods. There is strong interest within the industry cluster to learn more about SOEC technology and gain practical experience through the establishment of a pilot plant. A concept for a SOEC pilot plant has been outlined in the current study including a description of the possible integration with existing infrastructure in Stenungsund. The intention with such a pilot plant is to test and gain experience from commercially available equipment of a size that is relevant for large scale hydrogen production projects. Two different plant sizes were considered, corresponding to approximately 5 MW (case 1) and 10 MW (case 2) electric power demand. There is a clear scale benefit for the larger plant which makes it the preferred choice, but the investigation showed that the CAPEX for the SOEC pilot plant is higher than initially expected. To proceed with a project, a viable business case needs to be presented. This study also examines the technical and economic synergies between SOEC and ammonia cracking, focusing on cost optimization and operational flexibility to meet the hydrogen demand of existing Borealis steam cracker plant at the site. The analysis points to that the integration of both technologies enhances security of supply and reduces costs assuming favorable long-term low-carbon ammonia supply contracts and favourable Power Purchase Agreements (PPAs). Comparing the levelized cost of hydrogen (LCOH), the study finds that SOEC offers a lower LCOH than ammonia cracking under the assumed input costs (400 €/tNH3), provided competitive PPAs are secured (45 €/MWh). The integrated system’s LCOH ranges from 3.7 to 6.5 €/kg, depending on ammonia and electricity prices, with flexible operation potentially reducing costs to 3.7–4.5 €/kg by leveraging spot market prices. Current EU regulations mandate temporal and geographical correlation for PPAs used in renewable fuel production, which complicates flexible operation aligned with the electricity market. Full-load, year-round operation achieves the lowest LCOH, though it limits peak demand response. The sensitivity analysis suggests that exporting excess hydrogen to the industrial cluster could offset costs in low full-load scenarios. In the near term, ammonia cracking can mitigate grid constraints, while future expansion of SOEC capacity, as grid capacity grows, promises further cost reductions and enhanced operational flexibility.

Denna handlingsplan är framtagen inom projektet Regional samverkan kring vätgas som finansieras av Klimatledande Processindustri där Västsvenska Kemi- och Materialklustret ingår. Handlingsplanen utgår från det geografiska område i och i närheten av Göteborg, Stenungsund och Lysekil, det område där kemi- och raffinaderiindustrierna på västkusten är verksamma. Handlingsplanen innehåller prioriterade frågeställningar och aktiviteter att utföra i närtid och är framtagen av RISE i samarbete med Borealis, Chalmers, Göteborg Energi, Göteborgs Hamn, Inovyn, Linde Gas, Liquid Wind, Nordion Energi, Perstorp, Preem, St1, Uniper samt Vattenfall. Syftet med projektet är att skapa samverkan kring vätgasrelaterade frågor baserat på identifierade behov hos nyckelaktörer i regionen. Projektet ska även identifiera vilka former för samverkan som på bästa sätt kan underlätta och påskynda omställningen till ett klimatneutralt samhälle, givet regionens specifika utmaningar och möjligheter kopplat till vätgas.

För att elnätet ska fungera måste frekvensen hållas inom snäva gränser och därför handlar Svenska Kraftnät upp olika typer av stödtjänster för frekvensreglering. De senaste åren har kostnaderna för dessa tjänster ökat kraftigt, bland annat till följd av en allt högre andel intermittent elproduktion. Behoven är prognostiserade att öka ytterligare under de kommande åren. Detta har skapat ett ökat intresse för batterier och deras möjligheter att stödja elnätet. Men batterier och tillhörande kraftelektronik är kostsamt. Samtidigt finns en stor och alltjämt växande batterikapacitet i landets elbilar och med hjälp av dubbelriktad laddning, så kallad vehicle-to-grid öppnas nya möjligheter att komma åt denna potential för att på ett mer resurseffektivt sätt balansera elnätet. Projektets övergripande mål har varit att utreda hur standardisering kan användas för att påskynda och öka användandet av elbilar som resurs för flexibilitetstjänster till elnätet. Bland annat har en fallstudie genomförts av Axess Logistics anläggning i Malmö hamn och möjligheterna för att deras långtidsparkerade elbilar ska kunna leverera frekvensreglering till elnätet har studerats. Resultaten visar på att studerade standarder i stort inte utgör ett direkt hinder för användandet av elbilar för frekvensreglering men att förändringar av exempelvis ISO15118 skulle kunna öka möjligheterna att använda elbilar för att leverera frekvensreglering. Till exempel genom införande av krav på mätnoggrannhet på aktiv effekt, förkortning av tillåtna svarstider, krav på lokal frekvensmätning med god noggrannhet. För långtidsparkerade bilar vore det framförallt värdefullt att arbeta fram, och i standard beskriva, en funktion där elbilens BMS kan uppmanas av EVSE att hålla batteriet i ett tillstånd där det kan användas för att snabbt svara på en begäran om i-/urladdning. Detta så att elbilen kan vara förberedd för frekvensreglering även om den för stunden inte aktivt laddar eller matar effekt till elnätet. Detta en åtgärd som skulle kunna ha stor positiv påverkan på möjligheterna för långtidsparkerade elbilar att leverera frekvensreglering. Exemplifierande användarcykler för långtidsparkerade bilar har studerats för FCR-N och FCR-D. Resultaten visar att den förväntade cyklingen skiljer stort mellan dessa olika frekvensregleringstjänster och antyder att valet av frekvensregleringstjänst behöver studeras utifrån både förväntad ekonomi och eventuellt batterislitage. Överslagsräkningar på eventuella intäkter från deltagande i frekvensreglering har genomförts och de preliminära resultaten visar att investering av dyrare laddinfrastruktur som klarar Vehicle-to-Grid skulle kunna återbetalas inom ett år med 2022 års nivåer av ersättning för frekvensreglering. I en framtid där nya elbilar antas ha stöd för Vehicle-to-Grid har potentialen för att använda långtidsparkerade elbilar på logistikanläggningar till frekvensreglering preliminärt bedömts ligga mellan 110 och 165 MW för svenska förhållanden. Detta motsvarar ca 5-8% av den nordiska FCR-marknaden. På sikt kan också långtidsparkerade bilar hos återförsäljare, flygplatser med mera att utgöra en betydande potential.

This paper will provide insights regarding the financial implications of non-conventional grid development solutions, which are intended to provide agile, flexible and supportive solutions and thereby enable a sustainable development of the power system. As complements to traditional grid expansion developments, Active Network Management (ANM) solutions provide new methods to plan and operate the power system. In the case of long-term investment planning, different grid development solutions are weighed against each other based on e.g., their resilience, cost, environmental impact, and time to operation. The results presented in this paper originate from the ongoing European research project ANM4L [1]. While the developments in the ANM4L project are based on three pillars (ANM control solutions, Business solutions, & ICT solutions), the activity in focus of this paper is on the discussion on necessary investment decisions by the DSO and whether to continue traditional operations or to apply ANM solutions. The pillars of the ANM4L project are collectively resulting in a toolbox developed to support the operation and planning of distribution grids, which functionality and replicability will be tested and demonstrated within the ANM4L project. The activity in focus of this paper lies within the second pillar and is on the discussion on necessary investment decisions by the DSO and whether to continue traditional operations or to apply ANM solutions.

Syftet med projektet är att utreda möjligheter och hinder för en vätgasproducent att leverera flexibilitetstjänster genom en framtida elektrolysöranläggning. Projektet avser även att samla kunskap för att öka förståelsen kring vad som krävs för att detta skall vara genomförbart där hänsyn tas till industrier som har ett kontinuerligt vätgasbehov. Fokus i detta projekt har varit de tekniska egenskaperna hos elektrolysörer och vätgaslager. Dessa egenskaper jämförs med efterfrågan av flexibilitet på olika tidsskalor inom elsystemet. Dessa sträcker sig från under sekunden för de snabbaste stödtjänsterna till upp mot timmen för lokala flexibilitetsmarknader. Projektet har genomfört en kortare litteraturstudie samt intervjuat deltagande parter och andra relevanta aktörer. För att det skall vara möjligt att köra elektrolysörerna flexibelt och samtidigt tillgodose det kontinuerliga flödet av vätgas som industrin efterfrågar krävs att det finns en annan källa till vätgas som kan kompensera för fluktuationerna, exempelvis ett vätgaslager. Det är tekniskt möjligt för elektrolysörer att bidra med flexibilitet till lokala marknader samt stödtjänster till Svenska kraftnät, dock behöver storleken på flexibilitetsbudet anpassas för att kunna matcha kraven. Hänsyn behöver även tas till flexibilitet i utformning och design av anläggningen, exempelvis avseende storlek och typ av elektrolysör, storlek på lager och prestanda för kompressorer. Nedan listas några ytterligare möjligheter och utmaningar som identifierats i projektet kopplade till flexibel körning av elektrolysörer: • Tillgång till ett vätgasnät ger förutsättningar för att köra elektrolysören flexibelt och om det finns ett vätgaslager kopplat till vätgasnätet blir förutsättningar ännu bättre • Utrymme inom industriområdet samt geologiska förutsättningar för underjordiskt lager begränsar möjligheterna till lagring av vätgas • Ett variabelt flöde av biprodukter kan hanteras med lager alternativt att inte nyttja biprodukterna fullt ut, vilket går i linje med att det inte är troligt att avsättning finns för all syrgas och värme • Flexibilitet kan möjliggöra tidigare anslutning till elnätet eftersom anläggningen tekniskt sett kan anpassa sitt eluttag efter nätkapaciteten • Elnätsavtal behöver kunna utformas så att flexibilitet kan komma nätet till nytta • Extra investeringar krävs för flexibilitet samtidigt som möjliga intäkter, besparingar och kostnader är svåra att uppskatta • Att välja bort en investering i flexibilitet medför också en risk då exponering mot framtida elpriser blir högre