Hydrogen kan produseres fra naturgass. Da får man gassen til å reagere med vanndamp, oksygen eller en blanding av disse ved høy temperatur. Dersom man fanger CO₂ som er biprodukt i prosessen, kalles det blått hydrogen. Et biprodukt av prosessen er CO₂. Men den må uansett fanges, for at hydrogengassen skal være brukbar, forklarer Venvik.

Ekspertintervjuet

Hilde Johnsen Venvik er professor ved Institutt for kjemisk prosessteknologi ved NTNU

<2°C: – Hva innebærer «gassreformering», hvordan foregår prosessen, hva er innsatsmidler og sluttprodukter?

Hilde Johnsen Venvik: – Det innebærer at man får naturgass til å reagere ved høy temperatur med vanndamp, oksygen eller en blanding. Da får man et produkt som består av CO₂, CO – altså karbonmonoksid, hydrogen og en del vann. Dette foregår i en reaktor med en katalysator som består av nikkel på 700-1000 grader. Så kan man optimalisere for hydrogen, som det heter. Da tar man et par-tre trinn på litt lavere temperatur, der CO får reagere med dampen så du får mer av både hydrogen og CO₂. Til slutt sitter du igjen med hydrogen, CO₂ og det som er igjen av vanndamp.

Dette er velkjent teknologi som er blitt brukt veldig lenge for å produsere hydrogen til ammoniakksyntesen i gjødselproduksjon.

– Men du sitter altså igjen med CO₂?

– Og det må man uansett fange, hvis ikke blir ikke hydrogenet brukbart. I dag slippes den gjerne ut – da kaller man hydrogenet som skapes for grått hydrogen. Hvis man derimot sørger for at den ikke slippes ut til atmosfæren, men deponerer den et trygt sted, får vi blått hydrogen – som i prinsippet er utslippsfri.

Farlig, men håndterbart: – Du må vite hva du driver med

– Høyt trykk og temperatur – er dette farlig?

– Du må vite hva du driver med, stille strenge krav til materialbruk og overvåke prosessen og materialene. Inni reaktorene er det brennbar og giftig CO, og eksplosivt hydrogen og oksygen. Går det i lufta, og det har skjedd, er det farlig. Men det finnes flere slike anlegg i Norge, det har ikke vært noen slike hendelser der. Dette er håndterbart.

– Men 700-1000 grader – hvor får man energien som brukes til dette?

– Ved at man brenner litt av metanen på innsiden eller utsiden av reaktoren. Av metanet som går inn i prosessen, brukes kanskje 30-40 prosent på å tilføre energi til prosessen. Og det blir jo brent, så det bidrar også til CO₂.

– Men den blir ikke fanget?

– Den må det, hvis det skal regnes som blått hydrogen. Det er ulike måter å gjøre det på. Det finnes ulike varianter av prosessen, og i noen er ikke alle ledd helt lukket. Det vi kan kalle energidelen av prosessen – forbrenningen av metan for å gi varme – kan skje på utsiden eller innsiden av reaktoren. Skjer det på utsiden, er ikke prosessen lukket, da kan CO₂ fra energidelen slippes ut, eller man kan fange den. Det er ikke noe i prinsippet i veien for det.

Det finnes også varianter der energidelen foregår på innsiden av reaktoren. Da blir jo alt i det lukkete systemet, og CO₂ vil ikke slippe ut.

Varming av prosessen en utfordring

Dette intervjuet er gjort i forbindelse med vårt nye temanotat: Hydrogen som klimaløsning. Her finner du mer informasjon om ulike vippeelementer og vippepunkter, fortalt gjennom intervjuer med ledende forskere på området.

Les notatet her

– Må man egentlig bruke metan til å varme prosessen?

– Kommersielt gjøres det kun med metan i dag, men det kan selvsagt diskuteres. Det finnes en ny prosess under utvikling som bruker elektrisk fyring. Den er patentert og skal prøves ut. Det krever selvsagt at el-kraften er helt fornybar. Bruker du strøm fra kullkraft, blir det fullstendig meningsløst.

– Men bruker man du mer energi på prosessen enn det du får ut i hydrogen?

– Nei. Det er jo tilfellet med såkalt e-fuel. Der har man såpass virkningsgradstap. Her er det egentlig en ganske bra måte å bruke elektrisitet på, fordi du får en del gevinster i at du kan intensivere prosessen. For eksempel kan du redusere anleggene i størrelse – kanskje med så mye som en faktor på 10. Det vil gi en betydelig lavere investeringskostnad.

– Kullkraft gir ingen mening, sier du – men hva om du bruker strøm fra gasskraft, som også har fangstanlegg?

– Problemet da er at det er mer tungfanget CO₂ enn det du har i et lukket anlegg med gassfyring inni reaktoren. Du får prosessintensiveringsgevinsten, men ikke nok til at det kompenserer for det.

– Hvorfor er det mer tungfanget?

– Litt av samme grunn som at det er så vanskelig å ta CO₂ rett ut av luften: Jo mer konsentrert CO₂-strøm du har, jo enklere er det å fange den. I en gassturbin må du ha overskudd av luft for at den skal være effektiv. Da får du ganske sterkt fortynnet CO₂ i avgassen. Det er mye vanskeligere å oppkonsentrere den for å fange CO₂ enn det er inni reaktoren. Der har du i prinsippet bare hydrogen, CO₂ og vann. Du kan jo nærmest bare kondensere ut det du skal ha ut. Som i et destillasjonsapparat.

Katalysatoren kan resirkuleres

– Tilbake til reaktoren og prosessen der. Er dette noe som produserer mye avfall, deler som må byttes? Katalysatoren, for eksempel, må den byttes ofte?

– Nei, en nikkel-katalysator virker ganske lenge. Det er typisk nikkel og kobber som brukes i disse systemene, og i akkurat disse prosessene er ikke dette de dyreste eller mest kritiske materialene. Det er snakk om måneder og år. Og de gir ikke utslipp – man resirkulerer metallet.

Det er ett unntak: Når du flytter elektrisitetsgenerering inn i prosessen, vil du kanskje måtte bruke en liten andel edelmetall. Men det er jo saker som varer veldig lenge.

– Hva slags edelmetall?

– Rhodium er et eksempel i den kategorien. Men heller ikke det er noen showstopper. Og det fører heller ikke til at det slippes ut noe farlig.

Grønt hydrogen er renere, men blått er ofte rent nok

– Den andre store fremstillingsmetoden for hydrogen er elektrolyse. Er det noen fordeler med gassreformering?

– Den største fordelen er at dette er mer effektivt jo større skala. Så du har generelt en lavere kostnad enn ved elektrolyse. I elektrolyse er utfordringen først og fremst kostnader og skalering. Kostnadene får man håpe går nedover, men skaleringen er og blir komplisert. Elektrolyse kan du si er en slags parallelliseringsteknologi: Dobler du kapasiteten, dobler du kostnaden. I et gassreformeringsanlegg, er tommelfingerregelen at dobling av kapasiteten øker kostnaden med 1,7. Det blir altså bare bedre og bedre jo større skala. Ulempen er først og fremst knyttet til at du må bruke en fossil kilde til hydrogenet.

En annen fordel med elektrolyseproduktet er at det er ekstremt rent. Men hydrogen fra reformering er generelt rent nok til energibruk. Det er først og fremst når du skal bruke det til noe annet, i kjemiske prosesser, at renheten er et strengt krav.

Hydrogenhøna og -egget

– Til slutt litt generelt om hydrogenøkonomien – for det første, hvorfor skal vi tro at dette faktisk skal skje nå? Vi har jo hørt om hydrogen som det neste store i flere tiår nå?

– Det er komplisert. Mye av det har vært en høne-og-egg-problematikk. Du får ikke etablert et marked uten at teknologien og produksjonen er på plass, og uten markedet får du ikke utviklet teknologien eller produksjonen. I tillegg er det utfordrende å distribuere hydrogen, det er vanskelig å få energitettheten tilstrekkelig opp. Det er dyrt å satse på hydrogen, og selv om man har sett nytteverdien i at noen andre hadde gjort det, har ikke markedet tatt av. Og uten et marked som skaper grunnlag for blått hydrogen, får man heller ikke behov for CO₂-håndtering – som også er vanskelig å få i gang før man har CO₂ å håndtere.

Samtidig tror jeg at det tidligere har vært litt oversolgt i forhold til hvor vi faktisk sto på teknologisiden. Brenselcellene har ikke vært billige og gode nok, de bruker fortsatt edelmetaller i et omfang som er problematisk. Men alt dette kan endre seg nå, spesielt med det vi ser i EU. Jeg tipper at hvis EU hadde vært tydelige på at nå trenger vi så og så mye hydrogen, ville Equinor fått et anlegg opp og gå ganske rast.

Hva gjør EU?

– Men EU snakker kun om eget grønt hydrogen i sin strategi? Og signalene har vært at de ikke er interessert i blått?

– Det føler jeg mer har med geopolitikk og selvforsyning å gjøre enn energipolitikk og kvaliteten på teknologien. Energimessig har jo EU gjort seg avhengig av gass fra både Norge og Russland. Jeg tror hovedhensikten har vært å ikke komme i den situasjonen igjen.

Samtidig, ser vi på scenarioene til IEA og andre, viser de at klimamålene er utenfor rekkevidde uten et eller annet bidrag fra fossil energi med CO₂-fangst, dersom man skal implementere nullutslippsvisjonen fort nok. Så er det alltid en risiko for at noen kommer på noe veldig lurt og nytt som omgår utfordringene i dag. Det bidrar også til at mange kanskje vegrer seg til å investere tungt i hydrogenteknologi.

Og det gjør igjen kanskje lettere å utløse investeringer i grønt hydrogen, som man kan bygge ut inkrementelt, selv om det også er mindre lønnsomt. Blått hydrogen gir best inntjening nært et stort CO₂-injeksjonspunkt og i stor skala. Det gir potensielt stor lønnsomhet, men også stor risiko.

– Vi trenger både blått og grønt hydrogen

– Så hvem skal ta steget?

– Der er det et spill nå – om hvem som skal ta risikoen. Jeg har vært med på et liknende arbeid innen prosessindustri, også roper industriaktørene om støtteordninger og risikoavlastning, men politikerne er skeptiske til å binde seg til for store summer i støtte.

Nå har vi kommet et stykke det siste året. Vi får gjennomført et stort fangstutviklingsprosjekt i Langskip. Det kan man bygge videre på. Så får vi håpe at det ikke utløser langdryge lokaliseringsdebatter i fortsettelsen. Det som er med blått hydrogen, er at man kan ikke ha det på hvert nes. Det krever store anlegg, og det blir gull verdt for lokalsamfunnene som får dem.

– Men grønt hydrogen kan vi ha i bakhagen?

– Ja, og en viktig erkjennelse nå bør være at vi ikke trenger å velge. Disse er komplementære, og vi trenger begge deler. Men skal vi få til blått, kan vi ikke ta distriktspolitiske hensyn. Da må det handle kun om hva som har best sjanse til å lykkes.