Fire vigtige spørgsmål til Tysklands gigantiske brintplan

Den såkaldte Kraftwerksstrategie blev annonceret i startfebruar i en pressemeddelelse og er nu blot betinget af Europa-Kommissionens godkendelse og forhandlinger med det tyske parlament.

Men den planlagte statsstøtte til brintkraftværkerne vil få en enorm transformativ indvirkning på ikke bare det tyske, men også hele det europæiske elmarked. Diskussionerne om planerne har hidtil kun været forbeholdt en lukket politisk kreds i Tyskland, og manglen på offentlig debat om planerne er bekymrende.

Derfor vil vi bruge anledningen til at stille fire centrale spørgsmål, der burde være del af debatten: Hvorfor brint? Hvad er konsekvenserne for det europæiske marked? Hvor i Tyskland? Og hvornår skal kul udfases helt?

En hidtil uset transformation af det tyske elsystem

Tyskland ønsker, at 80 procent af den indenlandske elproduktion skal være vedvarende i 2030, sammenlignet med 44 procent i 2022. Specifikt indebærer dette, at man skal have installeret produktionskapacitet på 215 GW sol, 110 GW landvind og 30 GW havvind i 2030, hvilket er mere end en fordobling af den eksisterende kapacitet på bare seks år.

Tysklands regeringskoalition skal også beslutte, om den planlagte udfasningsdato for kul skal fremrykkes fra 2038 til 2030. En fremrykning ville indebære udskiftning af yderligere 17 GW-brunkuls- og kulværker inden 2030, oven i de 13 GW-anlæg, der allerede er planlagt til nedlukning.

Alt dette betyder en omfattende omstrukturering af elsystemet med hidtil uset hastighed.

Hvad sigter Tyskland mod? 

Hovedformålet med kraftværksstrategien er at yde tilskud til brintfyrede kraftværker. Den tyske regering ser disse anlæg som erstatninger for kulfyrede anlæg, der vil lukke ned, og som et supplement til den mere variable vedvarende elproduktion. Dette er i overensstemmelse med den tyske regerings større ambitioner for brint. Planerne er ved at blive udarbejdet for et brintrørledningsnetværk, der vil dække 10.000 km i 2032, og der er afsat op til 20 milliarder euro til at udvikle brintindustrien mellem 2024 og 2027. 

Regeringen planlægger nu at subsidiere 10 GW H2-ready turbiner, der kan fyrres med gas og relativt omkostningseffektivt omdannes til brintkraft. En udbudsproces vil i første omgang tilbyde statsstøtte til opførelse og drift af fire naturgasfyrede kraftværker. Tilbudsgivere skal dog udarbejde planer for overgangen til brint mellem 2035 og 2040. 

Der er en risiko for, at den ensidige støtte til netop brintfyrede kraftværker ikke vil være den smarteste anvendelse af det i øjeblikket begrænsede tyske klimainvesteringsbudget.

Dette ville skabe et behov for brint på 20 TWh årligt, når alle anlæg er ombygget. Efterspørgslen er betydelig, men ikke uforholdsmæssig i sammenhæng med de bredere planer. Den samlede efterspørgsel efter brint i Tyskland er i dag 55 TWh, hvoraf næsten intet leveres som ren grøn brint produceret ved brug af vedvarende elektricitet.  

Hvorfor, hvad, hvor og hvornår?

Spørgsmål 1: Hvorfor brint? 

I princippet kan brint adskilles fra vand ved hjælp af elektricitet. Det kan lagres under jorden som en gas og så senere bruges til at drive en turbine eller brændselscelle til at generere elektricitet. Denne cyklus gør brint til en interessant mulighed for at håndtere især sæsonbestemte udsving i den fremtidige elforsyning og efterspørgsel. 

Men denne anvendelse af brint er ikke implementeret nogen steder globalt i stor skala og forbliver derfor kommercielt underbelyst. 

Der er ingen akademisk eller industriel konsensus om brintlagring som løsningen på sæsonbestemte energivariationer. Så der er en risiko for, at den ensidige støtte til netop brintfyrede kraftværker ikke vil være den smarteste anvendelse af det i øjeblikket begrænsede tyske klimainvesteringsbudget.

Kraftwerksstrategiens tilsyneladende teknologisk præskriptive tilgang er altså bemærkelsesværdig. 

Andre former for sæsonbestemt balancering kan overvejes, herunder efterspørgselsrespons, sammenkobling eller andre elektrokemiske løsninger. Udbud kunne overvejes om levering af ren elektricitet til nettet på tidspunkter med spidsbelastning, uanset teknologi. Strategien hentyder til dette koncept og lover diskussioner om en "markedsbaseret, teknologineutral kapacitetsmekanisme", som skal være operationel senest i 2028. Dette fremstår dog som en eftertanke til det primære fokus på brintturbiner.

Spørgsmål 2: Hvad er konsekvenserne for det europæiske marked?

Integrationen af det europæiske elmarked har været ganske nyttigt for at optimere brugen af kraftværker på tværs af landegrænser, fordi økonomiske signaler har fortalt gas- og kulværker, hvornår de skulle køre. Det har til gengæld været mindre succesfuldt at sende økonomiske signaler til investeringer i energikapacitet (dvs. hvornår og hvor der skal bygges nye sol- eller vindanlæg), fordi regeringerne stort set har taget disse beslutninger på egen hånd gennem auktioner og subsidier. Denne tilgang er blevet begrundet politisk ved at fremhæve behovet for tilskuddene for at stimulere innovation og reducere omkostningerne. 

Tysklands planer om at bortauktionere fast kapacitet af brintkraftværker ville fortsætte denne tendens, hvor national planlægning og mere overordnede europæiske markedssignaler prioriteres. Dette er især bemærkelsesværdigt, når det kommer i en periode med forhandlinger om reformen af ​​det europæiske elmarked, og det har potentiale til at fastlåse udviklingen på et nationalt plan for den kommende bølge af investeringer på elmarkedet. 

Der er en risiko for, at den ensidige støtte til netop brintfyrede kraftværker ikke vil være den smarteste anvendelse af det i øjeblikket begrænsede tyske klimainvesteringsbudget.

Større europæisk koordinering af investeringer kunne ellers føre til mere effektive resultater. Hvis europæiske lande er mere villige til at stole på naboer, vil der være brug for færre kraftværker til at levere backup-elektricitetsproduktion, når de vedvarende energikilder ikke er tilstrækkelige. På samme måde vil beslutninger fra den tyske regering om, hvilke anlæg der skal subsidieres, have en afsmittende virkning på elprisen i nabolandene. Dette vil især være tilfældet, hvis der ydes driftstilskud og ikke kun kapitaltilskud. Efter sigende er en del af den tyske plan at subsidiere prisforskellen mellem naturgas og brint i 800 timer om året.

Spørgsmål 3: Hvor i Tyskland? 

Tyskland driver et ejendommeligt elektricitetssystem. Det omfatter kun én 'budzone' (eller markedsplads), hvor en national pris bestemmes ud fra merit order-modellen. Det fysiske elnet er dog til tider ikke i stand til at flytte overskydende elektricitet i nord (fra masser af vind) for at imødekomme efterspørgslen i syd. Derfor beder regeringen kraftværker i nord om at reducere produktionen (mens de stadig betaler dem, som om de producerer) og betaler til gengæld kraftværker i syd ekstra for at øge produktionen. Under sådanne omstændigheder er producenterne i syd ikke konkurrencedygtige til markedspriser og modtager altså et supplerende statstilskud. Disse tilskud inddrives i form af nettariffer inkluderet i de endelige elpriser. 

Økonomisk set ville det være bedre at opdele disse zoner og lade to separate markeder fungere. Men det ville øge priserne i syd. En forbedring af transmissionskapaciteten mellem de to zoner ville også hjælpe, selv om dette er et langvarigt spørgsmål, der står over for politiske barrierer. 

Så længe problemet forbliver uløst, er det vanskeligt at beregne de nødvendige kapacitetsreserver. Hvis Tyskland skulle opdele budzonerne, ville der være behov for færre anlæg, da højere priser i den sydvestlige budzone ville trække øget strømforsyning fra østrigsk vandkraft og fransk atomkraft. At løse dette problem er vigtigt for en troværdig plan. 

Spørgsmål 4: Hvornår skal kul udfases?  

Den tyske Kraftwerksstrategie ses som afgørende for at fremrykke kuludfasningsdatoen fra 2038 til 2030. Uden en tidligere kuludfasningsdato kunne en mindre aggressiv Kraftwerksstrategie være tilstrækkelig. Dette indebærer en afvejning:

De billigste emissionsreduktioner vil næppe blive opnået ved at subsidiere dyre brintkraftværker til at erstatte kulfyrede værker, der kun kører få timer om året. En pakkeaftale, der skal fremskynde kuludfasningen og subsidiere brintfyrede kraftværker, vil sandsynligvis være en dyr brug af Tysklands begrænsede budget til dekarbonisering på et tidspunkt, hvor der er desperat brug for klimainvesteringer andre steder. 

Men masser af indenlandsk strategisk planlægning (såsom overvejelser om retfærdig overgang) afhænger af en klar tidslinje. Udfasningen af ​​kul er et politisk meget synligt mål, og det ville være kontroversielt både på hjemmemarkedet og for Tysklands internationale klimatroværdighed, hvis man ikke kan fremrykke det. 

Konklusioner

Tysklands Kraftwerksstrategie viser Tysklands klare hensigt om at subsidiere udrulningen af ​brintfyrede kraftværker, hvilket vil være transformerende for de tyske og europæiske elsystemer. 

Konkret er beslutningen om kun at støtte brintteknologi dog ikke tilstrækkeligt understøttet videnskabeligt. Et teknologineutralt system til at understøtte løsninger, der kan levere elektricitet i perioder med spidsbelastning på en komplementær måde til vind og sol, ville derfor være at foretrække.

Den præskriptive, nationale tilgang er ikke forenelig med logikkerne i at lade et bredere europæisk marked give investeringssignaler. Siden begyndelsen af ​​2000'erne har EU's regeringer subsidieret udbredelse af vedvarende energi med den begrundelse, at markederne ikke ville tilskynde til tilstrækkelige investeringer af sig selv. Tysklands Kraftwerksstrategie vil skabe præcedens og låse regeringer ind i en ny fase, hvor supplerende investeringer også planlægges nationalt. Det er økonomisk set ineffektivt. Hvis det alligevel er ønskeligt af politiske årsager, bør konsekvenserne præciseres klarere.