Ukendt

  • Ing.dk er under ombygning - vi er tilbage mandag med nyt udseende. Henover weekenden er alt vores indhold åbent, men man kan ikke logge ind og debattere.

Energiselskaber: Vi skal have den PtX-strategi – NU

PLUS.
Illustration: Lasse Gorm Jensen

Regeringens PtX-strategi forventes ikke færdig før i slutningen af året. Andre europæiske lande har ambitiøse brintstrategier, og branchen frygter derfor, at Danmark misser en oplagt, milliardstor eksportmulighed.

Af 24

Danmark har en oplagt mulighed for at realisere et milliardstort eksporteventyr for grøn brint og andre afledte bæredygtige brændsler, som kan fremstilles via Power-to-X (PtX). Sådan har parolen lydt længe i energibranchen, og 2021 er året, hvor Danmark skal blive konkret og formulere, hvordan vi vil gøre det.

Udviklingen af en hjemlig PtX-industri sidestilles ofte med danske virksomheders store succes med at sælge vindmøller til hele verden.

Men til forskel fra succeshistorien om vindmøllerne er Danmark langtfra alene om at opskalere og kommercialisere de elektrolyseanlæg og kemiske reaktorer, som i stor skala skal omdanne grønne elektroner til grønne brændstoffer i fremtiden.

Mens lande som Tyskland, Norge, Frankrig, Spanien og Portugal alle har formuleret grønne brintstrategier og afsat tocifrede milliardbeløb til udbygningen af den nødvendige infrastruktur og teknologi, har den danske regering endnu ingen formel strategi på området.

Derfor mener flere danske PtX-aktører nu, at det i høj grad haster med at få lavet en dansk strategi, så de kan begynde at lægge mere håndfaste og langsigtede planer. Men det ser ud til, at de kommer til at vente næsten et år endnu.

I klimaaftalen for energi og industri fra juni sidste år lovede regeringen at præsentere en samlet strategi for CO2-fangst, lagring og anvendelse (CCUS) og PtX i Danmark i 2021. Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet oplyser nu, at den samlede strategi forventes klar hen mod slutningen af i året.

Og det giver anledning til frustration hos en utålmodig energibranche:

»I går var for sent, men mere seriøst sagt, skal det gå så hurtigt som muligt. Vi venter dog gerne lidt på at få en mere gennemarbejdet strategi, som også har bred politisk opbakning. Men ultimo ‘21 er i hvert fald absolut så sent, som vi kan tåle at vente på den,« siger Brintbranchens direktør, Tejs Laustsen Jensen.

Også brancheorganisationerne Dansk Energi og Dansk Fjernvarme kalder på afklaring så hurtigt som muligt. Dansk Energi præsenterede i efteråret sammen med en stribe af landets allerstørste virksomheder en række anbefalinger til den danske strategi.

»Det hverken bør eller skal tage et år at lave en Power-to-X-strategi. Dansk Energi har samlet 16 af de største virksomheder på området, og vi anbefaler samlet, at der lægges en strategi nu. Erhvervslivet er altså parate til at levere – vi mangler kun rammerne,« siger branchedirektør i Dansk Energi Kamilla Thingvad.

I Dansk Energis anbefalinger lægges der blandt andet op til en statslig investering i form af støtte til den spæde industri på 10 milliarder kroner frem mod 2030 og en udbygning af eletkrolysekapacitet på over 3 GW.

Indtil videre har regeringen afsat omkring én milliard kroner til en kommende tilskudsordning for PtX-projekter, der kan vinde tilsagn om statsstøtte via udbud. Samlet skal støtten føre til en udbygning af elektrolysekapaciteten med 100 MW.

Hos Dansk Fjernvarme er man særligt interesseret i at udnytte de store mængder overskudsvarme, der forventeligt vil være i forbindelse med først elektrolysen og senere den videre forarbejdning af brint til andre brændsler. Organisationen forstår dog godt, hvis regeringen har behov for tid til at udarbejde en gennemtænkt PtX-strategi.

»Men tiden er desværre også knap. Det er Dansk Fjernvarmes klare anbefaling, at strategien indeholder en vision for, hvordan vi udnytter overskudsvarmen fra PtX-anlæg. Det kalder på, at anlæggene placeres, så de ligger tæt på større fjernvarmenet,« siger Nina Detlefsen, chefanalytiker i Dansk Fjernvarmes tænketank, Grøn Energi.

»Vi har allerede store medlemmer i eksempelvis både Odense og Esbjerg, hvor man meget gerne vil have indpasset PtX-overskudsvarmen. I Trekantområdet er demonstration af, hvordan det kan lade sig gøre, allerede på vej. Også lokalpolitikerne interesserer sig for dette og forsøger at finde en vej. Fælles for dem alle er dog, at de har behov for klarhed meget snart, om hvorvidt det kommer til at kunne lade sig gøre at udnytte varmen. Hvis ikke de får det, tvinges fjernvarmeselskaberne til at foretage alternative investeringer. Og det vil være enormt ærgerligt, set fra et sektorintegrationsperspektiv. Overskudsvarmen fra PtX vil være et kæmpe løft til den brændselsfri fjernvarme. Derfor har vi brug for svar meget snart,« siger hun.

Større end Nordsø-eventyret

Brintbranchen udgav sidste år også sine anbefalinger til indholdet i en dansk strategi. I rapporten opgør organisationen eksportpotentialet for PtX-baseret energi til mellem 50 og 84 milliarder kroner årligt.

Oven i dét kommer eventuel eksport af PtX-relateret energiteknologi såsom elektrolyseanlæg, brændselsceller eller eksempelvis katalysatorer til de forskellige kemiske processer.

Til sammenligning toppede eksporten af dansk olie fra Nordsøen i 2006 på 31 milliarder kroner. Hvad angår vindbranchens årlige eksport løb den i 2019 op i 66 milliarder kroner.

At Danmark overhovedet har en chance i PtX-konkurrencen, når et land som Tyskland med deres brintstrategi har varslet investeringer for samlet 67,5 milliarder kroner frem mod 2030, skyldes ifølge Tejs Laustsen Jensen, at vi er en unik case med alle de rigtige forudsætninger.

Artiklen fortsætter under illustrationen.

Illustration: Brintbranchen, VE 2.0 (2020)

»Andre steder findes mange af de samme forudsætninger for PtX som i Danmark – forskellen er, at vi her har det hele samlet. Vi plejer at være ret hurtige til at rykke på energiområdet, men i det her tilfælde må vi sige, at vi som nation er kommet lidt sent ud af starthullerne, og det er så det, vi skal have rettet op på nu,« siger han.

Som eksempel på vores gode forudsætninger nævner han VE-produktion som noget, vi herhjemme har masser af og et stort potentiale for at udbygge, hvilket eksempelvis ikke er tilfældet i Tyskland. Desuden har vi el- og gasinfrastruktur i meget høj international klasse. På efterspørgselssiden har vi store virksomheder inden for transport og logistik såsom Mærsk og DSV, der ønsker at omlægge deres brændstofforbrug til grønne brændsler.

Og selvom tyskerne umiddelbart har været hurtigere til at satse på PtX end Danmark, er der fortsat gode forretningsmuligheder for danske brint-virksomheder i landet syd for grænsen.

Tyskland forventer i 2030 nemlig at have en samlet efterspørgsel på 110 TWh grøn brint, men antager kun selv at producere 14 TWh.

»På trods af deres ambitiøse nationale mål, siger tyskerne selv, at de vil være en stor importør af grøn brint også på den anden side af 2050. Så der er et oplagt og kæmpe eksportpotentiale for Danmark der,« siger Tejs Laustsen Jensen.

Hold det simpelt

Det centrale element i al PtX er som bekendt elektrolyse af vand i stor skala. Der hersker i øjeblikket nogen uenighed om, hvorvidt teknologien i dag rent faktisk kan skaleres op i de størrelser, der er nødvendige for at fortrænge fossile brændsler i et meningsfyldt omfang. Tejs Laustsen Jensen hører til dem, der ikke ser de store udfordringer i forhold til teknikken.

»Den teknologiske udfordring er ikke min hovedbekymring. Selvfølgelig har vi brug for fortsat teknologiudvikling, men det er ikke det samme som at sige, man ikke har et produkt, der er klar til markedet allerede nu,« siger han og fortsætter:

»Der er måske lidt en tendens til, at vi herhjemme meget taler om PtX i kontekst af de mere avancerede brændstoffer såsom jetfuel. Det synes jeg er at gøre det mere kompliceret, end det behøver at være. Vi skal starte med det, vi kan levere allerede nu, som er den rene brint, metanol og ammoniak,« siger han.

Netop fordi PtX kan være så mange ting, er der behov for at få udstukket en klar retning, mener han, for det er afgørende, at producenterne ved, hvad forbrugerne vil efterspørge, inden de begynder at opføre deres anlæg.

»Vi skal ikke ende med at have en stor gruppe forbrugere, der efterspørger ren brint, når alle vores anlæg står og producerer metanol,« siger Tejs Laustsen Jensen.

Mangler viden

Spørger man DTU’s rektor, Anders Overgaard Bjarklev, er analysen af teknologiens modenhed dog en anelse mere konservativ end i branchen. Selvom han anerkender, at der i dag kan sættes anlæg op, der kan producere brint i store mængder, så mangler der endnu forskning og udvikling, der kan effektivisere alle led i Power-to-X- processerne. Det er nødvendigt for at gøre teknologierne konkurrencedygtige med de fossile alternativer.

»Rammebetingelserne er selvfølgelig enormt vigtige at få justeret, men jeg tror ikke på, at det er løst med det. Med den videnskabelige og teknologiske viden, vi har i dag, er vi ikke klar til at gøre PtX-teknologierne konkurrencedygtige. Så der skal noget mere viden til,« siger han.

Men af samme årsag er han dog helt på linje med brancheorganisationerne i deres utålmodighed med at få udstukket en klar national strategi.

»Hvis den kunne blive færdig tre eller seks måneder før, så ville det være meget, meget værdifuldt. Tid er en ressource, vi ikke har meget af, når vi kigger på 2030-målet. Det er selvfølgelig ikke sådan, at al PtX-forskning og -demonstration står stille indtil da, men uden en overordnet retning fra regeringen, så vil der være en tøven med at sætte gang i visse projekter,« siger Anders Overgaard Bjarklev.

Tilbage ved sammenligningen med udviklingen af vindindustrien peger han på, at en lignende teknologiudvikling er nødvendig på PtX-området, men den skal klares på langt kortere tid.

»Det haster lige præcis, fordi de her ting tager tid. Vi sammenligner jo altid det her med vindmølleeventyret, som blev til gennem en kæmpestor, koordineret indsats mellem lovgivere, myndigheder og private virksomheder. Vi formåede at blive verdensførende inden for det område, men det har taget os over 30 år,« siger Anders Overgaard Bjarklev og fortsætter:

»Der er ingen grund til at tro, at udviklingen af vindmølleindustrien var langsommelig eller udygtigt håndteret, så hvis vi skal nå det her inden 2030, er vi også nødt til at have en tilsvarende ambitiøs strategi for, hvordan vi skal koordinere denne her nye indsats på tværs af alle de instanser i samfundet, der skal være med at til bygge det.«

Brint i nytårstalen

Men selvom den manglende strategi altså skaver en vis paralysering af aktørerne inden for PtX, er vi ifølge Tejs Laustsen Jensen endnu ikke der, hvor konkurrencen er løbet uigenkaldeligt fra os. Men det bekymrer ham, at den grønne brint udadtil er langt mere levende i bevidstheden hos udlandets beslutningstagernes end dem herhjemme.

»Den norske statsminister talte om brint i sin nytårstale. Det hørte jeg ikke Mette Frederiksen gøre, og det siger jo lidt om forskellen i den politiske vægt, der er bag denne her satsning hos nogle af vores konkurrenter,« siger han.

»Betyder det, at vi har tabt, og at det forspring ikke kan indhentes? Nej. Men det understreger, at vi har travlt.«

Illustration: Lasse Gorm jensen
Mere om Energi
Danmark og Tyskland giver håndslag på kommende brintrør Danmark og Tyskland giver håndslag på kommende brintrør
Først engang til efteråret bliver der sat kroner og ører på Klimarådets næste budget Først engang til efteråret bliver der sat kroner og ører på Klimarådets næste budget
Fotosyntese er en potentiel leverandør af grøn energiPLUS.Fotosyntese er en potentiel leverandør af grøn energi
Job fra Jobfinder
Mest læsteMest debatteret

Udspil til Finansloven: Klimarådet står stadig til at miste to tredjedele af budgettet fra 2024

'Plaststen' skyller op på vulkansk ø og viser menneskers påvirkning af bjergarter

'The blob' varmede vandet op: Hedebølger på havets bund er langvarige og intense

SYNSPUNKT Stop udledning af giftigt røggasvand

Lunch

SYNSPUNKT Stop udledning af giftigt røggasvand

Udspil til Finansloven: Klimarådet står stadig til at miste to tredjedele af budgettet fra 2024

Spørg Fagfolket: Ved hvilken temperatur er stikmyg mest aktive?

Først engang til efteråret bliver der sat kroner og ører på Klimarådets næste budget

'The blob' varmede vandet op: Hedebølger på havets bund er langvarige og intense

keyboard_arrow_upTil toppen af artiklen
sortSortér kommentarer
  • Ældste først
  • Nyeste først
  • Bedste først

I fossilfri fremtid er der brug for elnet basis energiproduktion og her kan anvendes sæsonlagring af brint.

EU og især Tyskland satser på brint og brint gasnet fra Nordsøen til Sahara for udveksling af energi.

Brint rørnet med diameter 0,9m kan transportere 10GW, hvor højspænding 2x 400kV kan tranportere 4GW og elkabler i jorden under 1GW.

Og med daglig elnet effekt forbrug i DK på 5GW kan der lagres nok energi til flere års forbrug, hvis kraftværker anvender gasturbiner opgraderet til 100% brint med turbine virkningsgrad over 30%

DK elnet havde 2020 et energiforbrug på 36TWh. Med brint som energibærer kan der i nye underjordiske saltkaverner lagres energi til DK elnet til flere års energiforbrug. Se link

https://energinet.dk/Om-nyheder/Nyheder/20...

Med elektrolyseanlæg kan vind/solcelle strøm omdannes til brint og med opgraderet naturgas til brint gasnet kan brint lagres i underjordiske saltkaverner.

Siden 2014 har Gas Storage DK arbejdet med brint elektrolyse og brint lagring i undergrunden. Og målet er i 2025 at etablere 350MW elektrolyseanlæg, 200GWh brint underjordisk lager mellem Hobro og Viborg med 320MW komprimeret luft energi anlæg. Se link

NEW, LARGE-SCALE HYDROGEN HUB TO SUPPORT DENMARK’S GREEN TRANSITION. Dec 2020

https://en.energinet.dk/-/media/0AED18958E...

Side 2017 har Energinet udført test med gradvis brint i naturgasnet. Og har bevist med lækagetest og sikkerhedstest over flere år, at 15% brint er mulig umiddelbart at tilføre naturgasnet. Og yderligere test op til 30% brint vil blive udført. Se link

https://en.energinet.dk/About-our-news/New...

Brint test i naturgasnet viser at det er muligt at tilføre brint gradvis. Se link

Energy Storage – Hydrogen injected into the Gas Grid via electrolysis field test

https://en.energinet.dk/-/media/05ED24206F...

Brint elektrolyse anlæg har ca 75% virkningsgrad. Kraftværk gasturbiner har elektrisk virkningsgrad 30% og bruger nu naturgas,

Gas turbine fabrikanter har i mange år udviklet og gradvis opgraderet gas turbiner fra naturgas til brint brændstof. Kraftværk gasturbiner opgraderet til brint har elektrisk virkningsgrad på 30% og termisk virkningsgrad på 40%, hvis varme kan udnyttes i fjervarme.

Og blandt andet GE, Mitsubishi, Siemens og MAN udvikler kraftværk gasturbiner til gradvis drift fra naturgas til 100% brint. Se links

https://www.siemens-energy.com/global/en/n...

https://power.mhi.com/special/hydrogen/art...

https://www.ge.com/content/dam/gepower/glo...

https://www.man-es.com/oil-gas/products/ga...

Men brint som energibærer er med nuværende teknologi eneste mulighed for sæsonlagring af især sol/vindenergi.

Elnet overbelastes med nye GW/MW solcelle/vindmølleparker og solenergi kan ikke udnyttes om sommeren.

For at få økonomi i fremtidige solcelle/kæmpevindmølleparker er der nødvendigt med elektrolyseanlæg og nat/dag/sommer/vinter brint lagring.

Naturgasnet kan allerede nu gradvis opgraderes til 15% brint (2025 30% brint?) og solcelleparker/vindmølleparker med adgang til elektrolysanlæg kan lagre produktion, som ikke kan afsættes om sommeren? Se link

https://energinet.dk/-/media/4DDC27A715924...

Energinet har kendskab til nye, mulige solcelleprojekter med en samlet kapacitet på op til 16 GW og mulige vindkraftanlæg på land og kystnært på ca. 5 GW. Til sammenligning har alle Danmarks vindmøller i dag en samlet kapacitet på ca. 6 GW. Realiseres alle de nye solprojekter, vil de på en perfekt solskinsdag kunne levere, hvad der svarer til omkring det dobbelte af Danmarks totale elforbrug.

Energinet RAPPORT LANGSIGTET STRUKTUR FOR ELTRANSMISSIONSNET 2020

https://energinet.dk/-/media/5E04558E734E4...

  • 3
  • 4

Og med daglig elnet effekt forbrug i DK på 5GW kan der lagres nok energi til flere års forbrug, hvis kraftværker anvender gasturbiner opgraderet til 100% brint med turbine virkningsgrad over 30%

Lad os lige se. Hvis vi skal lagre et års forbrug skal der elektrolyseres over 100TWh, så det vil tage adskillige år at opbygge det lager, da vi ikke bare kan slukke vores almindelige elforbrug. Hvor mange GW forestiller du dig skal leveres via disse lagre, når det kræver 3 gange så mange GW at fylde på?

  • 0
  • 4

Lad os lige se. Hvis vi skal lagre et års forbrug skal der elektrolyseres over 100TWh, så det vil tage adskillige år at opbygge det lager, da vi ikke bare kan slukke vores almindelige elforbrug. Hvor mange GW forestiller du dig skal leveres via disse lagre, når det kræver 3 gange så mange GW at fylde på?

Nuværende naturgasnet indeholder over 40TWh og DK elnet daglig effektforbrug 5GW.

Hvis udelukkende naturgas bruges i kraftværk gasturbiner vil der her være nok til flere måneder DK elforbrug (5GW x 24timer = 120GWh/dag) Gas turbine virkningsgrad på 30% giver det naturgas daglig forbrug (120GWh/0,3 = 400GWh) Antal dage med naturgas energilager 40TWh (40.000GWh/400GWh = 100dage) Altså over 3 månder.

Ifølge Energinet er der planer om 15GW solcelleparker og 6GW vindmølleparker. Og det overstiger DK energiforbrug 3-4 gange? Og sol/vindenergi vil ikke kunne eksporteres, da nabolande også vil overskud i sommermåneder?

Hvis energi fra solcelleparker skal udnyttes kræver det dag/nat/sommer/vinter energilagring. For eksempel planlagt 300MW solcellepark vil kræve elektrolyseanlæg tilsluttet på måske 200MW? Brint herfra kan lagres i opgraderet naturgasnet til brint eller bruges til PtX efuel. Se link

https://ing.dk/artikel/nyt-dansk-ptx-anlae...

https://www.pv-magazine.com/2020/07/28/eur...

Vestas har beregnet at der er behov for 80% elektrolyse og lagringskapacitet, hvis 100% VE energi skal udnyttes.

Ved gradvis at bruge naturgasnet som energilager med op til 15% brint (30% brint?) kan der måske inden 2025 opbygges viden og udvikles eletrolyseanlæg til solcelle/vindparker?

  • 3
  • 2

80% af hvad?

Hvis energi fra solcelleparker skal udnyttes kræver det dag/nat/sommer/vinter energilagring. For eksempel planlagt 300MW solcellepark vil kræve elektrolyseanlæg tilsluttet på måske 200MW?

Elektrolyse anlæg størrelse i forhold til for eksempel solcellepark på 300MW er i nedennævnte link beregnet til optimalt ca 80%.

Se link side 20.

Så et 300MW Sol/Vind VE anlæg kræver: (300MW x 80% = 240MW) altså et 240MW elektrolyseanlæg.

https://windeurope.org/confex2019/wp-conte...

  • 3
  • 0

Måske jeg er dum, men betyder det at et "gennemsnitligt" VE-anlæg på 300MW får en gennemsnitsydelse på 60MW? Godt nok med mulighed for i perioder at levere 0 og i andre perioder at levere 400MW.

Forudsætning for beregninger er følgende:

  1. Elnet har ikke udnytte VE produktion og kan derfor ikke aftage mere strøm

  2. VE anlæg leverer overskydende strøm til elektrolyseanlæg.

  3. For optimal udnyttelse af VE anlæg energi produktion anbefales 80% størrelse af VE anlæg størrelse, altså ovennævnte 240MW elektrolyseanlæg, som har 75% virkningsgrad, så brintenergi udnyttelse er altså (240MW x 75% = 180MW)

  • 1
  • 1

For optimal udnyttelse af VE anlæg energi produktion anbefales 80% størrelse af VE anlæg størrelse, altså ovennævnte 240MW elektrolyseanlæg, som har 75% virkningsgrad, så brintenergi udnyttelse er altså (240MW x 75% = 180MW)

Som måske kun kan omsættes til 60-90MW el.

Jeg tænker af og til på om alle disse forslag er for at kunne udnytte såkaldt uafsættelig (overskud) produktion, eller er det for at understøtte tilfælde af manglende produktion. Det er lidt uklart hvordan det vægtes i alle disse gode ideer.

  • 4
  • 3

Der er et meget stort forbrug af brint og et helt enormt forbrug af metan i verden allerede. Vi kender priserne, vi kender markedet, det er bare at byde ind. Vi ved også hvordan brint, metan og ammoniak kan produceres.

Alt det der med at vi ikke ved nok er noget vrøvl.

Vi ved at brintproduktion fra strøm ikke kan konkurrere med brintproduktion fra metan. Dvs. hvis vi producerer metan fra brint med tilskud, så vil det foregå samtidigt med at andre laver brint fra metan. Det giver ingen mening.

Til alle jer PtX-fortalere: Vis at I kan producere noget brint. Når 50% af brintproduktionen foregår fra strøm, så kan vi begynde at diskutere hvad brint ellers kan bruges til.

  • 6
  • 1

Jeg tænker af og til på om alle disse forslag er for at kunne udnytte såkaldt uafsættelig (overskud) produktion, eller er det for at understøtte tilfælde af manglende produktion. Det er lidt uklart hvordan det vægtes i alle disse gode ideer.

Energinets tilgrund liggende analyse af PtX i Danmark kan hentes på denne side: https://energinet.dk/Analyse-og-Forskning/... I rapporten findes diverse økonomiske beregninger og interessante prisestimater, feks på side 24.

Jeg har selv mine forbehold i forhold til PtX. Spørgsmålet er om PtX giver reel økonomisk mening, eller den blot bygger på en ubalance i elmarkedet, hvor man udnytter billig overskudsel, der i virkeligheden ikke er så billig, da den i sidste ende er betalt af andre.

  • 2
  • 0

Som måske kun kan omsættes til 60-90MW el.

Jeg tænker af og til på om alle disse forslag er for at kunne udnytte såkaldt uafsættelig (overskud) produktion, eller er det for at understøtte tilfælde af manglende produktion. Det er lidt uklart hvordan det vægtes i alle disse gode ideer.

Jeg har solceller på mit tag og får elafregning fra "Vindstød" med måned/uge/dag/time i øre/kWh priser. Nedenstående er priser øre/kWh for apr-dec 2020 og jan 2021:

Gennemsnit priser måned/øre/kWh: apr/8,3 maj/12,8 jun/23,4 jul/18,9 aug/25,1 sep/30 okt/26,8 nov/13,3 dec/30,7 jan/-

Dag/høj/lav/øre/kWh: apr/19/-13 maj/26/-3 jun/39/1 jul/39/-5 aug/47/-2 sep/48/5 okt/48/0,5 nov/57/1 dec/56/12 jan/76/19

Time/høj/lav/øre/kWh er ikke medtaget, da priser svarer ca til dag/høj/lav/øre/kWh

Overnævnte eksempler viser stor forskel i måned/dag/time afregning for solcelle energiproduktion. Og især april, maj, juni, juli og august måned, hvor der er højeste solenergi produktion. Når der er mest produktion er der måske minus øre/kWh!

Hvis solenergi kan dag/nat/sommer/vinter lagres som brint kan solenergi afsættes til højere priser når ingen sol/vind. Og især få højere priser om vinteren.

  • 2
  • 2

Hvis solenergi kan dag/nat/sommer/vinter lagres som brint kan solenergi afsættes til højere priser når ingen sol/vind. Og især få højere priser om vinteren.

Jeg glemte noget i regnskabet for en VE-park på 300MW med elektrolyse af 240MW. Den vil i middel levere 60MW direkte plus omkring 60MW via gemt brint som laves til el. Altså en gennemsnits produktion til nettet på 120MW fra en park på 300MW!

Sat lidt på spidsen vil jeg spørge om hvorfor det skulle være en samfundsopgave at gemme sommerproduktion til om vinteren? Hvis det foregår i større omfang vil prisforskellene i øvrigt udjævnes.

Det er jo ikke en nødvendighed nu, og når det måske bliver det, så må forbrugerne jo betale for det. "Samfundet" har omhyggeligt lagt al elproduktion over på private selskaber, således at Net blot fungerer som en grossist, der køber hvor de kan og sælger videre til forbrugerne. De har dog også en anden opgave, nemlig at sørge for hovedtransportvejene.

  • 1
  • 1

Jeg glemte noget i regnskabet for en VE-park på 300MW med elektrolyse af 240MW. Den vil i middel levere 60MW direkte plus omkring 60MW via gemt brint som laves til el. Altså en gennemsnits produktion til nettet på 120MW fra en park på 300MW!

Sat lidt på spidsen vil jeg spørge om hvorfor det skulle være en samfundsopgave at gemme sommerproduktion til om vinteren? Hvis det foregår i større omfang vil prisforskellene i øvrigt udjævnes.

Det er jo ikke en nødvendighed nu, og når det måske bliver det, så må forbrugerne jo betale for det. "Samfundet" har omhyggeligt lagt al elproduktion over på private selskaber, således at Net blot fungerer som en grossist, der køber hvor de kan og sælger videre til forbrugerne. De har dog også en anden opgave, nemlig at sørge for hovedtransportvejene.

Aktuel pris for brint er over 85kr/kg. Og brint er nu mindst 5x dyrere end naturgas. I en periode vil det sikkert være nødvendig med tilskud til brint energilagring.

Ovennævnte beregninger og nedennævnte betragninger er et forsøg på at undgå fejlinvesteringer.

Solenergi vil sikkert overstige vindenergi i de kommende år? Især hvis solcelleparker total størrelse (op til 15GW) overstiger elnet DK effektforbrug på ca 5GW. Om sommeren vil solenergi ikke kunne afsættes, da omkringliggende lande også har overskudsproduktion?

Allerede inden for et par år er der planer om op til totaleffekt på 15GW solcelleparker?

Men Energinet har pligt til at aftage strøm fra disse solcelleparker, og er nødt til at fremføre elnet i MW størrelse til hver solcellepark? Hvis solenergi dag/nat/sommer/vinter skal udnyttes økonomisk er brintlagring nødvendig og med adgang til elektrolyseanlæg og opgraderet naturgas/brint gasnet.

I fossilfri fremtid med ingen sol/vind er det nødvendigt med solenergilager i form af brintlagring i saltkaverner og lave strøm med kraftværk gasturbiner opgraderet til narturgas/brint brændstof.

Endnu er der ikke taget stilling til naturgas opgradering med brint energilagring i DK. Sol/vind industri mangler retningslinier for energilagring?

Inden 2025 kunne det være et mål at tilsætte naturgasnet op til 15% brint som forsøg på brint energilagring? Og lave forsøg med naturgas og 15% brint i opgraderet kraftværk gasturbine?

  • 0
  • 2

Allerede inden for et par år er der planer om op til totaleffekt på 15GW solcelleparker?

Men Energinet har pligt til at aftage strøm fra disse solcelleparker, og er nødt til at fremføre elnet i MW størrelse til hver solcellepark? Hvis solenergi dag/nat/sommer/vinter skal udnyttes økonomisk er brintlagring nødvendig og med adgang til elektrolyseanlæg og opgraderet naturgas/brint gasnet.

Jeg var ikke helt klar over at energinet har pligt til at aftage strømmen. Til gengæld kan prisen vel så blive ligeså negativ det skal være? Ville det så være helt utænkeligt at virksomheder af sig selv voksede frem, uden støtte, til at udnytte disse prisforskelle eller bare den billige el?

Ethvert varmeværk med lager, ville straks sætte dyppekogere i lageret og få penge for at bruge strømmen.

Min kritiske indstilling skyldes, at jeg synes man i panik vil sætte turbo på en udvikling som kommer af sig selv med tiden. Det er kostbart og med risiko for at det er det forkerte der bruges turbo på. Når nu brintproduktionen kører, så må man desværre sætte turbo på aftaget af brint osv osv.

  • 3
  • 2

Jeg var ikke helt klar over at energinet har pligt til at aftage strømmen. Til gengæld kan prisen vel så blive ligeså negativ det skal være? Ville det så være helt utænkeligt at virksomheder af sig selv voksede frem, uden støtte, til at udnytte disse prisforskelle eller bare den billige el?

Tyskland og Holland har planer om brintnet med energilagring og vil mangle brint om nogle år. Og med opskalering af elektrolyseanlæg vil brint kg pris nærme sig natur/biogas? Der mangler viden/udvikling om brint infrastruktur. Og måske kan DK bidrage og få økonomiske fordele heraf ved allerede nu at investere?

  • 1
  • 3

Min kritiske indstilling skyldes, at jeg synes man i panik vil sætte turbo på en udvikling som kommer af sig selv med tiden.

Ingen grund til at gentage, at du absolut ikke synes, vi skal gøre noget som helst ved den truende AGW katastrofe. Det synspunkt fra dig burde være indlysende for enhver nu - - -

Ja, jeg mener ikke der er en AGW KATASTROFE, men det skulle vel ikke hindre at man ser neutralt på ideerne, hvis man vil gøre noget.

At lave brint ved elektrolyse som så senere skal brændes af til varme og el lyder næsten som at sætte elradiatorerne udvendig på huset man vil varme op. Men den komplicerede teknik og koblingen til AGW gør, at folk ikke ser det indlysende: At starte med at skifte opvarmningen til el. Det hjælper ikke på forbruget om sommeren, men det må solcellernes ejere så slås med. Innovationen skal nok komme når prisen bliver -1kr/kWh.

  • 3
  • 2

Inden de negative tanker bliver dominerende, så overvej lige følgende eksempel: - en lastbil på 10.000 kg kører 100 km og forbruger e.g. 25 liter diesel svarende til x Joule. - for at levere disse 25 liter diesel i lasbilen tank skal denne diesel hentes i en boring, transporteres flere gange og rafineres; samlet bruges y Joule. - den oppumpede råolie har et et energiindhold på z Joule. - så z / (x+h) udtrykker virkningsgraden for at transportere 10.000 kg de 100 km. Mon ikke virkningsgraden nærmer sig 5% ? (Regnestykket medtager okke anlægs- ogfrasteukturomkostninger / energiforbrug).

Grunden til, at hele dette regnestykke hænger sammen er, at der ikke er et alternativ (måske bortset fra langsom kanal-transport og lignende).

Når man alternativt ser på P2X og måske har indvendinger mod at lave brint og siden brænde det af (måske i en turbine til en generator), så skal man huske at at der ikke er andre kendte alternativer til at lagre el el i stor skala. Så det kan godt være, at virkningsgraden er mindre end 100%, men dels er der ikke kendte alternativer, dels kan det let være faktorer bedre end det vi kender idag - med fossile brændstoffer. Og hvis der ikke er alternativer, så er det jo bare tal.

  • 1
  • 2

Kære kloge ingeniører!

Er drømmen om PtX et fatamorgana?

Jeg har så svært ved at fatte, hvordan PtX kan være svaret på klimakrisen. Google og jeg har lavet lidt beregninger, som jeg håber, at nogen kloge mennesker herinde kan skyde ned. Udgangspunktet er en lov, som ingen lov, der bliver vedtaget i Folketinget, kan omgøre - nemlig termodynamikkens 1. lov, der groft sagt siger, at den samlede mængde energi altid er konstant. Derfor skal man – mindst – tilføre samme mængde grøn energi, som man regner man at få ud igen, når man laver kunstigt brændstof. (Det gælder i øvrigt også, hvis man bruger batterier.) Hvis vi desuden ser helt bort fra, at en masse energi altid forsvinder som ubrugelig varme, når man skifter fra én energiform til en anden. Hvor meget grøn el, skal vi så bruge?

Udgangspunkter er, hvad der en gang var verdens største containerskib, Emma Maersk. • Emma Maersk bruger 200.000 liter fuelolie/døgn = 8333 liter olie/timen.

• 1 liter olie indeholder 10 kWh energi – Ifølge loven om energibevarelse skal man således – mindst – bruge 10 kilowatt-timer el for at fremstille 1 liter brændstof.

• 8333 liter grønt brændstof kræver således 83.333 kWh energi at fremstille.

• En 4MW vindmølle producerer 4 MW = 4000 kW elektricitet i timen - under de mest gunstige vindforhold.

• Vi skal således bruge 83.333/4000 = 20,8 stk. 4MW vindmøller for at holde Emma sejlende.

4MW vindmøller er den standard ’mellemstørrelse’, som Vestas bruger i dag. Med et vingefang på den anden side af 100 m, er det ikke nogen lille sag. Maersk har 261 skibe. Den danske handelsflåde udgør godt og vel 2000 skibe… De fleste er knap så store som Emma, så man kan ikke bare gange op, men det bliver alligevel et astronomisk stort tal. Og dertil skal vi selvfølgelig lægge alle flyene, lastbilerne og busserne...

Jeg kan ikke forestille mig, at energiselskabernes regnedrenge ikke har lavet tilsvarende beregninger. Det er derfor, jeg beder jer om fortælle mig, hvor jeg tager fejl! Hvis beregningerne holder - hvor skal vi så placere alle de vindmøller? Og sku' vi så ikke snart komme i gang med at bygge dem? Vi skal jo også bruge VE til en hel masse andet…

Venlig hilsen Gordon Vahle, en gammel bedstefar, der blot ønsker en fremtid for børnebørnene.

  • 0
  • 1

Netop! Den årlige globale produktion af brint ligger i omegnen af 70 mio. tons, og står så vidt jeg erindrer for ca. 7% af den globale CO2-udledning. Der er med andre ord tale om et enormt etableret marked, primært til produktion af amoniak/kunstgødning og til raffinaderivirksomhed. Dvs. intet behov for at finde nye kunder hverken på den korte eller mellemlange bane. Det samme gælder for klimapotentialet: Det skal ikke opfindes, det er der bare.

De tilsvarende energimængder er naturligvis lige så enorme. Iflg. min lommeregner kan en GW el (forudsat god virkningsgrad) løbende levere ca. 70 t brint i timen - så der er rigeligt med plads i det eksisterende marked til enhver tænkelig elektrolyse-produktion i en overskuelig fremtid. Af samme grund har EU-kommissionen renonceret på forestillingerne om anvendelse af brint til almindelige energiformål (boligopvarmning etc.) - det giver simpelt hen ingen mening.

Det gør storstilet mølleudbygning i øvrigt heller ikke - med mindre der kommer gang i brintproduktion! Så det er bare med at komme i gang, i stedet for at prøve på at opfinde den dybe tallerken én gang til.

  • 1
  • 0

Jeg har så svært ved at fatte, hvordan PtX kan være svaret på klimakrisen. Google og jeg har lavet lidt beregninger, som jeg håber, at nogen kloge mennesker herinde kan skyde ned. Udgangspunktet er en lov, som ingen lov, der bliver vedtaget i Folketinget, kan omgøre - nemlig termodynamikkens 1. lov, der groft sagt siger, at den samlede mængde energi altid er konstant. Derfor skal man – mindst – tilføre samme mængde grøn energi, som man regner man at få ud igen, når man laver kunstigt brændstof.

Hermed forsøg på svar med IDA's Klimasvar 2030 sammenlignet med DK 2020: Se link

https://ida.dk/om-ida/temaer/klimasvar/ida...

Her i skematisk form for år 2020/2030 i TWh (1.000GWh)

Grøn energi/forbrug i TWh:

Total grøn energi: 2020 83TWh 2030 98TWh; Se nedenstående punkter:

Vindenergi: 2020 19TWh/ 2030 46TWh; Elforbrug: 2020 32TWh/ 2030 45TWh

Solenergi: 2020 1TWh/ 2030 6TWh (Især elforbrug )

Solvarme:2030 1TWh/ 2030 4TWh (Især fjernvarme)

Overskudsvarme: 2020 2TWh/ 2030 4TWh (Især fjernvarme)

Biomasse: 2020 60TWh/ 2030 38Twh (Især fjernvarme)

Fossil energi/forbrug i TWh:

Total fossil energi: 2020 113TWh/ 2030 46TWh; Se nedenstående punkter:

Kul: 2020 21TWh/ 2030 1TWh; Fjernvarme forbrug: 2020 38TWh/ 2030 40TWh

Naturgas: 2020 25TWh/ 2030 13TWh; Naturgasfyr: 2020 21TWh/ 2030 18TWh

Olie: 2020 67TWh 2030 32TWh; Transport, industri: 2020 90TWh/ 2030 50TWh

Energiforbrug: 2020 181TWh/ 2030 153TWh

I DK forbruges mindre energi i 2030 end i 2020 (181TWh-153TWh= 30TWh) 16%

Grøn energi forøgelse fra 2020 til 2030 (98TWh- 83TWh= 15TWh) 15%

Fossil energi formindskes fra 2020 til 2030 (113TWh- 46TWh= 67TWh) 60%

Med nuværende planer om DK solcelleparker på 16GW med elektrolyseanlæg og brint energilagring vil grøn energi kunne forøges med mere end 10TWh i 2030?

  • 0
  • 0

12 GW havvindmøller vil kunne bygges for omkring 250 milliarder kroner. Skal strømmen føres til land kommer der vel ekstra 100 milliarder oveni til kabler. Eller mere 12 GW møllekapacitet vil ifølge hidtidige erfaringer yde i gennemsnit omkring 6 GW. Fischer Tropsch processen har været kendt og udnyttet i teknisk målestok i 90 år, så vi har et solidt grundlag for at hævde, at kun 1/4 af den indsatte brint kan blive til flydende brændstoffer. Altså højest 1,5 GW flydende brændstof. Inden vi kommer så vidt, kommer der et par ekstra omkosninger på. Vinden er som bekendt ikke vedvarende men varierende og en Fischer Tropsch proces kan ikke køre med en variation, der ligner vindkraftens. Så der vil skulle opføres et brintlager. Jeg har regnet på det og er kommet til et resultat, der er så monstrøst, at jeg ikke vover at fremlægge det her, men det går vel an at anføre at månedsgennemsnittene for dansk off shore vindkraft i de første 11 måneder af 2020 varierede mellem 414 MW og 1113 MW med et middeltal på 748 MW, svarende til en udnyttelsesgrad på 44%, idet offshore kapacitten er 1701 MW. Der skal også bruges kuldioxid til PtX processen. Energiforbruget til denne fremstilling af teoretisk 44/16 = 2,75 kg kuldioxid per kg benzin. I praksis naturligvis meget mere. Det koster 3,6 MJ at isolere et kg kuldioxid ialt per kg benzin 9,9 MJ. Et kg benzin har en brændværdi på 43,8 MJ/kg. En PtX fabrik vil også i sig selv have et betydeligt energiforbrug til pumper, kompressorer, destillationskolonner osv. Og den vil ikke være gratis hverken at bygge eller vedligeholde. Men vi behøver ikke at fortabe os i detailler. I 2019 havde landevejstransporten et energi - eller rettere effektforbrug på 5,2 GW. Med udgangspunkt i benzinprisen i Rotterdam p.t. svarer dette til 11,1 milliarder kroner/år, og de 1,5 GW følgelig 3,2 milliarder kroner per år. 3,2 milliarder kroner til at dække de ovenfor omtalte udgifter. Det er selvfølgelig hul i hovedet. Men lad os endelig ofre nogle småpenge på at lade forskere lege med processen. Så længe det forbrliver en laboratorieleg er skaden jo til at overse. Men lad ikke pensionskassedirektører eller politikere få lov til at spilde vore penge på dybt idiotiske energiprojekter.

  • 1
  • 0

12 GW havvindmøller vil kunne bygges for omkring 250 milliarder kroner. Skal strømmen føres til land kommer der vel ekstra 100 milliarder oveni til kabler. Eller mere 12 GW møllekapacitet vil ifølge hidtidige erfaringer yde i gennemsnit omkring 6 GW. Fischer Tropsch processen har været kendt og udnyttet i teknisk målestok i 90 år, så vi har et solidt grundlag for at hævde, at kun 1/4 af den indsatte brint kan blive til flydende brændstoffer. Altså højest 1,5 GW flydende brændstof. Inden vi kommer så vidt, kommer der et par ekstra omkosninger på. Vinden er som bekendt ikke vedvarende men varierende og en Fischer Tropsch proces kan ikke køre med en variation, der ligner vindkraftens. Så der vil skulle opføres et brintlager.

12GW havvindmøller vil i de kommende år blive suppleret med planlagte 16GW solcelleparker i DK.

Havvindmøller har en kapacitet på over 40% (Altså gennemsnit 10timer/dag)

Solceller i DK har en en kapacitet på ca 10%. (Kun 2 - 3 timer/dag i gennemsnit)

Hvis fornuftig økonomi kræves enten øjeblikkelig elnet forbrug af strøm fra solcelleparker eller brint lagring af energi med elektrolyseanlæg og adgang til naturgas/brintnet og sæsonlagring i saltkaverner. Se link

Brint kan igen omsættes til elnet strøm med kraftværk gasturbiner opgraderet til 100% brint.

Technical Potential of Salt Caverns for Hydrogen Storage in Europe

https://www.sintef.no/globalassets/project...

EU har lavet en rapport om energilagring for fremtidig sikker elnet i Europa

Study on energy storage - Contribution to the security og the electricity supply in Europe. March 2020. See link

Side 46 Figur 27 Beskrivelse af PTX model i studiet. Side 47 Installeret kapacitet 2030

Side 48-51 viser flukturerende produktion vind/solceller/vandkraft/batterier/A-kraft

Side 52-58 viser installeret produktion kapacitet 2030/2050 med elektrolyse/PtX andel

https://op.europa.eu/o/opportal-service/do...

  • 0
  • 0
Bidrag med din viden – log ind og deltag i debatten
Mest læste om Energi

Uisolerede rør sikrer kollektiv varmeforsyning til hel landsby vest for København

PLUS.
10 Kommentarer

Svenske sikkerhedsmyndigheder forbyder salg af norsk ladeboks til elbiler

PLUS.
13 Kommentarer

Flydende vidundere holder på vandet, leverer enorme mængder energi og er tæt på brugerne

PLUS.
10 Kommentarer