Kan brint fra Vestkystens havvind snart drive dit fly til New York – og gør det egentlig en forskel for klimaet? Power-to-X (PtX) har på rekordtid forvandlet sig fra et teknokratisk buzzword til omdrejningspunktet i Danmarks næste grønne væksteventyr. Politikerne tæller gigawatt, virksomhederne annoncerer milliardinvesteringer, og energiklynger skyder op fra Esbjerg til Aalborg. Men midt i begejstringen melder de presserende spørgsmål sig:
- Hvornår giver PtX reelle CO₂-reduktioner – og hvornår risikerer vi blot at flytte udledningerne?
- Hvor meget ekstra el kræver elektrolyseanlæggene, og kan vores net følge med, når behovet måles i TWh?
- Hvilke sektorer bør prioriteres, hvis hver grønnere kilowattime skal gøre størst mulig forskel?
Denne artikel dykker ned i Danmarks PtX-landskab anno 2024 og skitserer vejen mod 2030 og 2040. Vi kortlægger de største projekter, regner på klimaeffekten time for time og tager temperaturen på de politiske rammevilkår, der skal gøre storskalaproduktionen mulig.
Uanset om du er brancheinsider, klimaaktivist eller bare nysgerrig på fremtidens brændstof, får du her et gennemarbejdet overblik – krydret med kritiske vinkler på både potentialer og faldgruber. Følg med, når vi folder debatten ud om, hvorvidt Power-to-X er Danmarks grønne guld eller blot endnu en luftspejling.
Status i Danmark: projekter, kapacitet og klynger
Danmark er på få år gået fra enkeltstående pilotanlæg til en hel pipeline af gigawatt-skala Power-to-X-projekter. Initiativerne samler sig i fire tydelige geografiske klynger, hvor adgang til billig vedvarende strøm, eksisterende industri og havnefaciliteter gør en forskel. Nedenfor gives først et tabellarisk overblik, efterfulgt af korte klyngeportrætter og en vurdering af tidslinjer, forsyningskæder og usikkerheder.
| Projekt / Udvikler | Lokation & Klynge | Planlagt elektrolyse-kapacitet | Produkt(er) | Forventet idriftsættelse | Status (Q1-2024) |
|---|---|---|---|---|---|
| HØST PtX Esbjerg CIP & Andel |
Esbjerg – Vestkysten | 1,0 GW | Grøn ammoniak (600 kt/år) | 2027 | FEED afsluttet, miljøgodkendelse indsendt |
| Green Fuels for Denmark Ørsted, Mærsk m.fl. |
Kalundborg/København – Trekant/Øresund aksen | 1,3 GW (i tre faser: 30 MW → 250 MW → 1 GW+) | E-methanol & e-kerosen | 2025 / 2027 / 2030 | 30 MW demo under opførsel |
| HySynergy Everfuel & CrossBridge |
Fredericia – Trekantområdet | 300 MW (fase I & II) → 1 GW (2030) | H2 til raffinaderi, tung transport & fjernvarme | 2024 / 2026 / 2030 | 20 MW pilot i drift; fase II finansieret |
| Aalborg PtX Hub Port of Aalborg & Everfuel |
Aalborg – Nordjylland | 1 GW (mod 2030) | E-methanol, marine brændstoffer | 2026-2030 | Partnerskabsaftaler indgået, lokalplan under høring |
| Bornholm Energy Island PtX Demo Energinet, Ørsted, CIP |
Rønne / Energiø Bornholm – Bornholm | 250 MW pilot (option op til 3-5 GW post-2030) |
Grøn ammoniak eller e-kerosen | 2028 (pilot) | Konceptstudie; afventer udbud af havvind & transmissionskabel |
| Skive GreenLab GreenLab & Topsoe |
Skive – Vestkysten/limfjordsbæltet | 300 MW | H2, O2 & e-methanol | 2025-2027 | 25 MW testanlæg under bygning |
Klyngeportrætter
- Vestkysten (Esbjerg & Skive): Tæt på 5 GW havvind i drift og yderligere 6-8 GW planlagt. En traditionel offshore-serviceflåde og store havnarealer gør Esbjerg til epicenter for ammoniak-produktion og eksport. Skive-korridoren tester industrisymbiose med lokal udnyttelse af O2 og overskudsvarme.
- Trekantområdet (Fredericia - Kalundborg): Her mødes raffinaderier, kemisk industri og et robust el- og gasnet. HySynergy integrerer direkte med CrossBridge Refinery, mens Green Fuels for Denmark kobler Kalundborgs biogas- og CO2-kilder til PtX for shipping.
- Nordjylland (Aalborg & Hobro): Aalborgs cement- og energitunge industri har høje CO2-koncentrationer, som kan blive skræddersyet kulstofkilde til e-brændstoffer. Regionen råder desuden over brintkompetencecentret Hydrogen Valley i Hobro.
- Bornholm: Øen er udset som testplatform for en 3-10 GW energiø i Østersøen. Det muliggør tidlig PtX-produktion via 250-MW piloter med direkte kobling til havvind og potentiel eksport via rørledning til Sjælland/Tyskland.
Tidslinjer mod 2030 og 2040
- 2024-2026: 0,1-0,2 GW elektrolyse i drift (HySynergy 20 MW, GFfD 30 MW, pilotanlæg i Skive og Esbjerg).
- 2027-2030: Skalering til 3-4 GW. Esbjerg 1 GW, HySynergy 300 MW, Aalborg 400-500 MW, Bornholm 250 MW samt flere mindre projekter.
- 2030-2040: Ambition om 6-8 GW total dansk kapacitet, svarende til regeringens strategimål (4-6 GW senest 2030) plus udvidelser drevet af energiøerne. Hvis alle offentligt annoncerede projekter realiseres, kan kapaciteten nå 10 GW i 2040.
Forsyningskæder og investeringstempo
Elektrolysør-leverancer, elkabelforbindelser, havvindfundamenter og CO2-fangst-enheder er de primære flaskehalse. Topsoe åbner i 2024 Europas største SOEC-fabrik (500 MW/år, udvidelsesoption til 5 GW), mens Nel og ITM Power planlægger danske service-hubs. Kapitalstrømmen er fortsat robust – estimeret 50-70 mia. kr. investeret eller finansieret frem mod 2030 – men afhænger af:
- Offtake-aftaler med luftfart, skibsfart og raffinaderier.
- Adgang til green premium-betaling og EU-støtte (IPCEI, Innovation Fund).
- Stabile energipriser og nettilslutning med time-matching til VE.
Centrale usikkerheder
- El-infrastruktur: Energinet forventer >40 TWh elforbrug til PtX i 2040, men 132/400 kV-nettet skal fordobles. Eventuelle forsinkelser kan skubbe projekter.
- Tilladelser & lokal accept: Brintlagre, ammoniaktanke og CO2-rør kræver nye sikkerhedszoner; Esbjerg-projektet alene har haft 2.200 høringssvar.
- Elektrolysepriser: Nickel, iridium og zirkonia er følsomme over for globale forsynings-chok.
- Regulering: EU’s RFNBO-metodologi (f.eks. krav om yderligere VE fra 2028) kan påvirke investeringscasen, hvis projekter baserer sig på eksisterende elmix.
- CO2-kilde og prissætning: Konkurrence mellem CCU til PtX og CCS til geologisk lagring kan drive prisen op, særligt for biogen CO2.
Samlet set udgør den danske PtX-pipeline et kvantespring fra demonstration til industriel skala. Næste afgørende fase bliver at sikre, at el- og gasinfrastruktur, godkendelsesprocesser og afsætning udvikler sig i takt – ellers risikerer Danmark at halte efter sine egne klimamål, trods et imponerende projektkatalog.
Klimaeffekt: hvornår PtX giver reelle CO2e-reduktioner
Power-to-X (PtX) kan i bedste fald levere næsten klimanegative brændstoffer – men under de forkerte betingelser kan de give større udledninger end de fossile alternativer, de skal erstatte. Her zoomer vi ind på de vigtigste faktorer, som afgør balancen.
1. Livscyklusvurdering fra kilde til grav
En fuld LCA inkluderer:
- Fremstilling af el (VE-anlæg, nettab mm.).
- Elektrolyse, komprimering/krakning og syntese (fx e-methanol, e-SAF, grøn ammoniak).
- Håndtering af CO2-kilden og evt. lagring af overskydende kulstof.
- Distribution, lagring og forbrænding/anvendelse i motor eller brænder.
| Brændstof | Typisk fossil reference (g CO2e / MJ) |
PtX med 100 % VE, biogen CO2 (g CO2e / MJ) |
PtX med dansk elmix 2022 (≈150 g CO2e /kWh) |
|---|---|---|---|
| E-jet fuel (SAF) | ~88 | 10-30 | 90-120 |
| E-methanol til skibsfart | ~75 | 5-25 | 80-110 |
| Grøn ammoniak | ~90* | 0-20 | 85-110 |
*CO2-ækv. inkl. N2O ved forbrænding i motor/turbine.
2. Elmix, additionalitet og timematching
- Elmix: Hver kWh strøm til elektrolyse omsættes til ca. 0,7-0,8 kWh brændstofenergi. Hvis el-intensiteten overskrider 100 g CO2e/kWh, ryger klimagevinsten for brændstoffer til vej- og søtransport – og omkring 50 g CO2e/kWh er nødvendig for at konkurrere med fossilt jetfuel.
- Additionalitet: EU’s kommende RFNBO-krav kræver, at brinten ikke skubber eksisterende grøn strøm over på fossile anlæg. Derfor skal operatører:
- Investere i ekstra VE-kapacitet (solar/havvind).
- Dokumentere timematch (1-time eller 15-min) mellem produktion og forbrug fra 2030.
- Netto-gevinst: Hvis en MW elektrolyse kører på grå strøm samtidig med fossil eluftkøling andetsteds, flyttes problemet blot. Additionalitet er derfor en forudsætning for reel CO2-reduktion.
3. Valg af co2-kilde
| Kilde | Fordel | Udfordring | Regulatorisk status (EU) |
|---|---|---|---|
| Biogen (biogas, bioetanol) | Naturligt kulstofkredsløb – regnes ofte som nul i ETS. | Volumener knappe; kan konkurrere med CCS og grøn cement. | Tilladt, lav risiko for “kredsløbs-dobbeltcount”. |
| Direct Air Capture (DAC) | Potentielt ubegrænset og langsigtet bæredygtig. | Energitung (≈1 MWh el + 2 MWh varme pr. ton CO2). | Tilladt, men skal dokumentere VE-oprindelse. |
| Industriel røggas (fx kraftværk, stål) | Billig og tilgængelig på kort sigt. | Binder PtX-produktets klimaregnskab til et fossilt punktkilde-“lock-in”. | Kun midlertidigt tilladt (frem til 2036) under RFNBO. |
4. Metanlækager og n2o-risici
- Metan: Udslip på kun 1 % fra e-methan-rørledninger kan øge GWP med 10-15 g CO2e/MJ, hvilket spiser hele gevinsten ved 50 g-VE-strøm. Stram monitorering og LDAR-programmer er nødvendige.
- N2O: Ved forbrænding af ammoniak i skibe/turbiner kan lattergas dannes, svarende til 265 gange CO2. Motor-producenter sigter mod <0,1 % af N input som N2O – højere niveauer eliminerer klimafordelen.
5. Nøgletal for emissionsintensitet
Regnestykkernes førsteordens-tommelfingerregler:
- 1 kg H2 kræver ~50 kWh el og medfører x g CO2e = 50 × Iel, hvor Iel er g CO2e/kWh.
- E-jet fuel: CO2-intensitet ≈ 14 × Iel/MJ.
- Grøn ammoniak: ~0,7 kg N2O pr. 1 % konverteringstab.
6. Betingelser for netto klima-gevinst
- El-intensitet under 70 g CO2e/kWh for brændstoffer til vej- og søsektoren; under 50 g for luftfart.
- Dokumenteret additionalitet og time-matching efter EU’s RFNBO-krav.
- CO2-kilde skal være biogen eller DAC på mellemlang sigt.
- Metanlækager < 0,2 % (e-methan) og N2O-udslip < 0,1 % (ammoniak).
- Kontrolleret hele værdikæden – ellers risikeres “greenwashing” og tab af legitimitet.
Når disse tærskler overholdes, kan PtX-brændstoffer levere 70-95 % lavere livscyklusudledninger end deres fossile pendanter. Ellers er CO2-reduktionen enten marginal eller direkte negativ.
Elbehov og systemintegration: fra kWh til TWh
| Produkt | Typisk teknologi | Elforbrug pr. enhed1 | Virkningsgrad (brutto) | Biprodukter |
|---|---|---|---|---|
| Grøn brint (H2) | PEM/ALK elektrolyse | 50-55 kWh/kg H2 | 65-70 % | O2, lavtemp. varme (≈20 kWh) |
| Ammoniak (NH3) | Haber-Bosch | 9,5-10 kWh/kg NH3 (≈55 kWh/kg H2) |
55-60 % | Varme, inaktivt N2 |
| E-methanol | H2 + CO2 (MeOH-synthese) | 10-12 kWh/liter | 45-50 % | Overskudsvarme 70-90 °C |
| E-kerosin | Fischer-Tropsch + hydrogenering | 15-17 kWh/liter | 35-40 % | Varme, O2, vand |
1 Elforbrug inkluderer kompression og intern balance of plant, men ikke CO2-fangst.
- Kontinuerlig drift (8.000 t/år): kræver høj grad af timematching eller aftale om additionalitet.
- Variabel drift (4.000-6.000 t/år): følger VE-produktion, reducerer CO2-intensitet men øger enhedsomkostning.
Scenarier for dansk elforbrug til ptx
| År | PtX-kapacitet (GWel) | Elforbrug (TWh/år) | Andel af samlet dansk elforbrug | Ekstra VE-behov2 |
|---|---|---|---|---|
| 2023 (baseline) | <0,1 | ≈0,3 | ~0,5 % | Ingen |
| 2030 – moderat | 2 | 10-12 | ≈15 % | +4 GW havvind / 3 GW sol |
| 2030 – høj | 6 | 28-30 | ≈35 % | +10 GW havvind / 6 GW sol |
| 2040 – referencespor | 8 | 40-45 | ≈40-45 % | +14 GW havvind / 8 GW sol |
| 2040 – ambitiøs | 14 | 70-75 | ≈60 % | +24 GW havvind / 12 GW sol |
2 Antaget kapacitetsfaktor: havvind 50 %, sol 15 %.
Samspil med ve-produktion og elnet
- Havvind som primær driver: Store elektrolyseklynger ved Vestkysten kan aftage produktionen fra kommende energiøer og slippe nettet for spidsbelastninger.
- Solceller i Trekantområdet: Dagsproduktion matcher delvist industriel brintproduktion; elektrolysørens fleksibilitet kan absorbere prisdyk.
- Netforstærkninger: Energinet planlægger nye 400 kV-korridorer (Vestkyst → Østjylland) og HVDC-forbindelser til Bornholm-Tyskland for at balancere last.
- Fleksibilitet og lagring:
- Elektrolysører kan regulere ±50 % effekt på få sekunder — et virtuelt batteri på flere hundrede MW.
- Brintlager i salthorste (Lille Torup, Holstebro) kan flytte energien sæsonalt.
- Batterier (2-4 h) udjævner intra-day variationer og sikrer timematch med RFNBO-krav.
Overskudsvarme: Fra tab til ressource
Elektrolyse og synteseprocesser frigiver 20-30 % af inputenergien som varme ved 60-90 °C. Hvis denne varme udnyttes i fjernvarmenet:
- 2 GW elektrolyse (drift 6.000 h) kan levere ≈7 PJ/år ≈ varmeforbrug i 100.000 danske husstande.
- Placering tæt på eksisterende fjernvarmesystemer i Esbjerg, Aalborg og Fredericia øger nettovirkningen.
Ressourceaftryk: Vand og areal
| Vandforbrug | ≈9 liter pr. kg H2. En 1 GW elektrolyser kører 6.000 h bruger ~50.000 m³/år — mindre end én procent af Esbjergs årlige vandforbrug. Brakvand og havvand kan behandles via RO-desalination (≈0,2 kWh/l). |
| Arealbehov (processanlæg) | 5-10 ha pr. GW elektrolyse. Til sammenligning kræver 1 GW landvind ~15.000 ha rotorareal, mens solparker bruger ~800 ha pr. GWAC. |
Hovedpointer
- PtX kan omdanne kWh til strategiske TWh af brint og e-brændstoffer, men kun hvis el-systemet vokser tilsvarende.
- Elforbruget fra en ambitiøs 2040-udrulning (70-75 TWh) svarer til det dobbelte af Danmarks nuværende nettokonsum — additionalitet er ufravigelig.
- Fleksibel drift, overskudsvarmeudnyttelse og smart placering kan reducere netomkostninger og forbedre klimaeffekten markant.
Prioritering, politik og vejen frem
Power-to-X (PtX) er en begrænset og relativt dyr ressource sammenlignet med direkte elektrificering. Derfor er sektorprioritering afgørende, hvis Danmark vil sikre maksimal klimaeffekt pr. kilowatttime vedvarende el.
1. Hvor giver ptx mest klima for pengene?
| Sektor | Alternativ til PtX i dag | Typisk CO2-reduktion pr. kWh VE* (kg) | Relativ prioritet |
|---|---|---|---|
| Luftfart (e-kerosin / SAF) | Jet A-1 | 0,25-0,30 | 1 |
| Skibsfart (e-metanol / e-ammoniak) | HFO / MGO | 0,20-0,28 | 1-2 |
| Højtemperaturproces (stål, kemi, raffinaderier) | Kul, olie, naturgas | 0,15-0,22 | 2 |
| Tung vejgodstransport (langdistance) | Diesel | 0,07-0,12 | 3 |
| Personbiler & let transport | Batteri-el | <0,05 | Lav – brug el direkte |
| Bygningers varme | Varmepumper | <0,03 | Lav – brug el direkte |
*Forudsat 70-100 % vedvarende el og fuld livscyklus inkl. CO2-kilde. Tallene varierer efter virkningsgrad og timematch.
2. Når direkte elektrificering er bedre
Til elmodne anvendelser – personbiler, tog, varmepumper og lavtemperaturprocesvarme – giver PtX sjældent mening. Her tabes 30-60 % af energien i elektrolyse og syntese, mens direkte el anvendelse sparer både elsystemet og forbrugeren for omkostninger.
3. Reglerne, der sætter retningen
- EU’s RFNBO-krav
- Fra 2028: elektrolyse skal drives af ny VE-kapacitet (“additionalitet”) og time-match 90 % i begyndelsen, 100 % fra 2030.
- >70 % GHG-besparelse kontra fossil benchmark.
- ETS og ETS II
- Luftfart, skibsfart og tung industri får gradvist højere CO2-pris (forvent >100 €/t i 2030).
- CO2-prisen forbedrer PtX-økonomien men øger også konkurrencen om biogene CO2-kilder.
- Danske afgifter og støtte
- Strøm til elektrolyse fritaget for elafgift, men stadig PSO & nettarif – giver incitament til egen VE.
- PtX-puljen, Danish Energy Agency’s CCfD-pilot og IPCEI dækker CAPEX-gap på de første GW-projekter.
4. Bæredygtighed og dokumentation
For at undgå greenwashing skal hvert kilo brint eller liter e-fuel kunne spores:
- Guarantees of Origin (GO) + timematch ned på timebasis, frem for årlig afregning.
- LCA-standardisering: ISO 14040/44 udbygges med Product Category Rules specifikt for PtX.
- CO2-kilde-hierarki: 1) biogen punktkilde, 2) direkte luftindfangning (DAC), 3) uundgåelige industrielle emissioner.
- Vandforbrug & lokalsamfund: elektrolyseanlæg skal have vandbalancer <5 liter/kg H2 og plan for genanvendt procesvand.
5. Anbefalinger for danmark mod 2030/2040
- Fokuser PtX på knappe molekylære anvendelser: Min. 70 % af e-fuel-produktionen bør målrettes luftfart og skibsfart frem mod 2035.
- Knyt nye PtX-anlæg til nye havvindudbud (Energiø Nordsøen, Bornholm): PPA’er med hourly matching fra dag ét.
- Skaler CO2-fangst parallelt: Indfør en national CO2-infrastrukturplan og CCfD’er for DAC til at sikre ikke-fossile kulstofkilder.
- Etabler “grønne korridorer” i Øresund, Kattegat og Nordsøen: præ-definerede bunkringsknudepunkter for e-metanol/ammoniak.
- Fasthold fleksibilitetskrav: PtX-anlæg bør forpligtes til min. 2.000 sommertidstimer årligt med fleksibel nedregulering, så de kan absorbere VE-spidser.
- Udvid MRV-kapaciteten (Monitoring, Reporting, Verification): Certificerede 3. parts-audits af “well-to-wake”-emissioner.
- Indfør differentieret eltarif for elektrolyse, som belønner forbrug ved negative spotpriser og aflaster nettet ved spidsbelastning.
- Skab kompetencecentre i Esbjerg, Aalborg og Fredericia mhp. arbejdsstyrke, sikkerhed og tværsektorielt R&D.
- Forbered fremtidig eksport: Standardiser dokumentation så danske e-brændstoffer automatisk godkendes i andre EU-markeder.
- Revurder strategien i 2028: Når RFNBO-reglerne træder fuldt i kraft, bør Danmark justere støtteregimer ud fra reel CO2-effekt, ikke kun produktionsvolumen.
Hvis Danmark kombinerer stram prioritering, klare regulatoriske rammer og gennemsigtig bæredygtighedsdokumentation, kan vi sikre, at hver værdifuld kilowatttime grøn strøm leverer maksimal global klimaeffekt i 2030-2040.
