GreenGo Energy og Ringkøbing-Skjern Kommune er gået sammen om at etablere en storstilet, milliarddyr energipark ved navn Megaton øst for Tarm i det vestlige Jylland.
Årligt skal grøn strøm fra i alt 4 GW sol- og vindenergi via elektrolyse konverteres til over en million ton grønne brændstoffer til lastbiler, skibe og fly i et anlæg med en elektrolysekapacitet på 2 GW.
Af de i alt 4 GW skal 2 GW komme fra havvind, resten fra sol- og vindenergi på land.
»Med Megaton-projektet og udviklingen af én af verdens største energiparker i det vestjyske kommer vi til atter at sætte Danmark på verdenskortet som ledende inden for omstillingen til 100 procent grøn strøm og de grønne brændstoffer, der er helt
nødvendige for at nå de globale klimamålsætninger frem mod 2050,« siger administrerende direktør for GreenGo Energy, Karsten Nielsen, i forbindelse med præsentationen af ‘Megaton’-projektet tirsdag middag.
Elektriciteten til brændstofproduktionen skal sendes via direkte linjer fra produktionsstederne til energiparken Megaton ved Tarm, hvor den skal omdannes til grønne brændstoffer nær den kommende 400 kV-transformerstation Stovstrup.
Den samlede investering i Megaton-projektet ventes at blive omkring 60 milliarder kroner.
Parken er planlagt til at skulle modtage fire gigawatt sol- og vindmøllestrøm, og området er af såvel
GreenGo som Ringkøbing-Skjern Kommune meldt ind til staten som et muligt område for en Energipark.
Her kan du se den del af energiparken, som skal omdanne de 4 GW til grønne brændstoffer:
Det forventes at skabe et sted mellem 300-500 permanente arbejdspladser ved energiparken, den tilknyttede VE-produktion og i de afledte virksomheder.
Hertil forventes det, at produktionen også vil skabe en del overskudsvarme på 1TWh, som vil kunne blive udnyttet til fjernvarme.
Projektet vækker stor begejstring hos Green Power Denmark, hvor man håber, at andre kommuner vil tage plads forrest i bussen for den grønne omstilling på energiområdet.
»Det her projekt er på alle mulige måder stort. Der skal lyde en stor ros til GreenGo Energy for at foretage den grønne investering og sammen med Ringkøbing-Skjern Kommune vise vejen for, hvordan man effektivt og med lokal opbakning kan arbejde sammen om at få etableret grønne energiprojekter,« udtaler Kristian Jensen, der er administrerende direktør i Green Power Denmark.
"Og ja, lyder stort. Men hvor stort er det? 11 TWh, som projektet leverer, svarer til 1/3 af hele den danske elproduktion vi har i dag" det siger @Kristian_Jensen #dkpol #dkgreen pic.twitter.com/1EqsyC99xP— Jacob Klivager (@jacobklivager) January 24, 2023
»Der er en masse læring at hente i projektet, og jeg håber, at andre kommuner vil lade sig inspirere. For vi skal have flere til at tage ansvar for klimakrisen og træffe beslutninger om at bygge mere vedvarende energi. De kommuner, der tør gå forrest, vil også høste gevinster i form af arbejdspladser«.
Pengene til investeringen vil komme fra GreenGo Energys kunder og partnere, der tæller nogle af verdens største investorer i vedvarende energi og infrastruktur.
Rådgiverteamet i projektet er Cowi, der er specialister i PtX, og New Power Partners, der er specialister i vindmøller på havet, samt Arkitema, som har indtænkt hele området i landskabet.
Den store skala er helt afgørende for at gøre projektet konkurrencedygtigt.
Produktionen kræver, at der er adgang til store mængder billig vedvarende energi hele året, så elektrolysen kører optimalt, og det kræver den rette kombination af solenergi og vindenergi.
Forudsætningen for Megaton-projektet er GreenGo Energys udviklingsportefølje på 4.000 hektar landbaserede sol- og vindprojekter i Ringkøbing-Skjern Kommune.
Hertil kommer to gigawatt havvind ud for den jyske vestkyst, fra GreenGo Energys portefølje af havvindprojekter, der primært er ansøgt under åben dør-ordningen.
Det er hensigten for det samlede projekt at sætte nye standarder for sektor-integration, cirkulær samdrift med landbruget samt at finde nye veje for lokalt medejerskab.
Den endelige placering af solceller og vindmøller ligger ikke fast endnu.
Det sker i den kommende tid i et tæt samarbejde med Ringkøbing-Skjern Kommune og lokale interessenter.
GreenGo Energy vil indkalde grønne organisationer, lokale interessenter og lokale beboere til dialogmøder.
Det vil jo være rigtigt fint, hvis al det grønne brændstof bagefter kan transporteres rundt i landet på jernbane. Fordelene vil være, at man slipper for at køre brændstof på landevejene tankbiler og at det er mere sikkert, at transportere farligt gods på jernbane.
Hvor mon fjernvarmen skal hen? Skjern og Tarm er tæt på, mens Herning er ca. 30 km væk. Ringkøbing er 25km væk.
Det kan også være at fjernvarmen skal bruges til drivhuse eller noget industri?
Det kunne være skønt med nogle facts om hvad de skal lave, ammoniak, metanol eller?
Det kunne også være rart at vide hvad produktionsprisen for hhv. brint og flydende brændstoffer bliver.
Muligheder og priser bliver altafgørende for om fremtidens lastbiler skal køre på batterier eller noget flydende.
Jeg synes også der er perspektiver i at bruge brinten som erstatning for den fossile brint vi i dag bruger til gødning og HVO-diesel.
60 milliarder afskrevet over 20 år ==> 3 milliarder om året + renter.
Arb. løn for 300-500 mennesker ==> ½ milliard om året
Grøn strøm = 20 øre/kWh * 4 GW = 0.8 milliarder om året
Total = 4-5 milliarder om året.
Divideret med 100 millioner tons biobrændstof ==> 40-50 kr/kg !!!
...er interessant, specielt når man er oppe i den skala.
Med mindre man kun vil lave ammoniak, så indeholder produktet en hel del kulstof, som skal komme et sted fra.
"Over 1 million tons grønt brændstof" indeholder ca 0.4 megaton C, hvis det er methanol, og måske snarere henad 1 megaton C, hvis det er kulbrinte. Hvis kulstofkilden er CO2, så skal der således bruges mellem 1.3 og 3 megaton af dette.
Nu har jeg ikke lige kunne finde tal for den fysiske udledning af CO2 i DK, men 3 megaton er nok af størrelsesordenen 5-10% af DKs samlede udledning af hin gas.
Så hvad er kulstofkilden ?
@Jesper Mygind, #4
Divideret med 100 millioner tons biobrændstof ==> 40-50 kr/kg !!!
Der er vist for mange nuller her (og der er vist heller ikke regnet helt rigtigt).
1 million ton / år = 1.0e9 kg
5 milliarder kr = 5.0e9 kr
5.0e9 kr / 1.0e9 kg = 5 kr/kg, får jeg det til
Ja, min fejl - ikke så godt med en 10 faktor fejl :-(
Godt fundet !
En gennemsnitlig arbejdsløn på 1.000.000 om året... Hvem er det lige du forestiller dig, der skal arbejde de steder?
@Morten Madsen
...kan jeg ikke lige finde ("2 GW" og "4 GW", der nævnes nogle gange, må være [max]effekter af de tilsluttede enheder (sol og vind), ellers er tallene for små).
Det eneste tal, der angiver en energimængde, er den forventede spildvarme på 1 TWh (årligt, må det formodes). Et vildt gæt på en samlet effektivitet på 50% medfører, at der har skullet tilføres 2 TWh elektrisk så (men kan være meget andet).
Så hvad forventes der tilført af elektrisk energi årligt ?
... Hydrogen. Som skal ned på -253 grader for at kunne transporteres flydende, hvilket er nødvendigt for at kunne transportere rimelige mængder
Og som ikke kan transporteres med billige normale materialer, siden hydrogen interagere med for eksempel stål og ødelækker det.
Og det MASSIVE spild af energi der sker når vi skal lave elektrolysen. Både direkte i prossesen og fordi at elektrolysen kræver destileret vand, som OGSÅ koster massive mængder energi OG drikkevand.
Og alt sammen fordi... at vi ikke vil bruge kobberledninger som vi ved precist hvordan vi skal lave om som koster meget mindre...
Med mindre nogen kan lave om på fysikens love, så giver hydrogen ingen mening. Vi laver det KUN fordi at det giver politikere som modtager bestikkelse mulighed for at pumpe skattekroner ind i private firmaer som står for bestikkelsen.
Så hvad er kulstofkilden ?
Jeg mener at når man køber CO2 til sit svejseapperat eller Sodestream-maskine, så fremstilles det ved destillation af atmosfærisk luft.
Det giver desværre ikke meget mening at Google CO2 produktion mm.
Biogasanlæggene frarenser ca. 1 million ton CO2 årligt, det kunne også bruges.
Og det MASSIVE spild af energi der sker når vi skal lave elektrolysen. Både direkte i prossesen og fordi at elektrolysen kræver destileret vand, som OGSÅ koster massive mængder energi OG drikkevand.
Osmosevand fra havvand koster 2 KWh / m3. Man kunne også bruge ferskvand fra Skjern Å, så bliver energiforbruget mindre.
Fedt de kalder fabrikken Megaton. Det ord var også meget brugt under den tidligere koldkrigs krise for 40 år siden, kan jeg huske.
@Henning T., #11
Jeg mener at når man køber CO2 til sit svejseapperat eller Sodastream-maskine, så fremstilles det ved destillation af atmosfærisk luft.
Med 400 ppm CO2 kommer man til at destillere en del luft - af størrelsesordenen 5000 megatons. Det lyder dyrt.
Direct air capture (med absorption) citeres til at koste alting mellem USD100 og USD 600 pr tons CO2. Med den billige pris vil det addere et par kroner til produktprisen, hvis det er kulbrinte, der produceres (og udnyttelsen af kulstoffet er 100%). Men så er man uafhængig af andre kilder (men skal bruge en del mere strøm).
Biogasanlæggene frarenser ca. 1 million ton CO2 årligt, det kunne også bruges.
Klar mulighed. Ligesom Carbon capture på affaldsforbrændingsanlæg, kraftværker og cementfabrikker. Men det ville være sjovt at høre hvad de har tænkt sig, herunder logistikken.
Der er lidt mere information at finde på GreenGo Energys hjemmeside: https://www.greengoenergy.com/news/megaton1
Der nævnes både muligheden for at eksportere brinten via en kommende gasledning til Europa (Tyskland) og muligheden for at få CO2 fra biogasanlæg til produktion af e-methanol.
I Viborg er projektet "Viborg Go Green" under opsejling, hvor firmaet BioCirc har opkøbt de fleste af biogasanlæggene og vil producere e-methanol af CO2 fra biogasanlæggene (se byrådsdagsordenen fra 14. december pkt. 8 og 9). Viborg Go Greens to energiøer anslåes at ende med at være på 1,75 TWh produceret el, og lægge beslag på det meste af det grønne kulstof der er tilgængeligt fra biogasanlæggene i Viborg Kommune. Med et anlæg i Ringkøbing-Skjern kommune der producerer 11,5 TWh strøm, så er der ganske enkelt næppe nok grønt kulstof i nærheden til, at de kan lave kulstof-brændsler af al brinten fra elektrolysen. Det virker ikke urealistisk at de vil lave e-methanol af den grønne CO2 der er tilgængelig lokalt, og så eksportere brint i en eventuelt kommende brint-gasledning der går ned igennem Danmark til den tyske industri.
Som sædvaneligt ikke til at finde hovede og hale i tal fra sådan en artikel. "11 TWh som prejektet lever" kunne betyde at fabrikken bruger 11 TWh årligt. Det svarer til en kontinuert effekt på 1,256 GW ved jævn drift af elektrolysen. Det passer nogenlunde med at det er 1/3 af det gennemsnitlige danske elforbrug. Det er godt nok en knudret Twitter tekst. De 4GW der tales om kunne betyde, at de planlægger at overdimentionere elektrolyse delen med en faktor ca 3, De skal så kunne gemme hydrogen produceret på billige tidspunkter af døgnet / de sidste dage. Hvis det holder vil det da betyde at de vil kunne bruge en masse elektricitet når der er rigelig af den og den er billig - spørgsmålet er så hvor meget den vil presse prisen i de billige perioder op? Carbonkilde - forgasning af halm ved anvendelse af ren O2 fra elektrolysen?
Det virker ikke urealistisk at de vil lave e-methanol af den grønne CO2 der er tilgængelig lokalt, og så eksportere brint i en eventuelt kommende brint-gasledning der går ned igennem Danmark til den tyske industri.
Hvorfor skulle de være begrænset af lokal biogas? Naturgasnettet kan transportere biogas over store afstande.
Det vil højst sandsynligt være umuligt at indvinde overfladevand, uden at det vil stride mod EUs vandrammedirektiv. Men mon ikke man ville kunne finde nok grundvand i området, hvis man var god til at sprede indvindingen og ikke at indvinde for tæt på drikkevandsboringerne.
Mon ikke der er et renseanlæg i nærheder der udleder renset spildevand.
Mon ikke der er et renseanlæg i nærheder der udleder renset spildevand.
Jo, hele kommunens spildevand bliver faktisk samlet i Tarm(!) lige vest for det planlagte byggeri.
De 4GW -> 4GWx365x24h =35’040GW h=35TWh , som med effektivitet på 1/3 svarer groft til 11TWh
Men det er ikke det jeg får ud af artiklen.
Af de i alt 4 GW skal 2 GW komme fra havvind, resten fra sol- og vindenergi på land.#
Hvis man læser teksten venligt står der at de vil lægge beslag på en installeret effekt på 4GW VE fra 2GW havvind og 2GW landvind og solceller. Disse kilder har så en kapacitetsfaktor på - 50%? Det giver så en gennemsnitlig årlig effekt på 2GW til elektrolyse. Spørgsmålet er så om de i praksis overdimentionerer elektrolyse delen som jeg kommer ind på i mit overslag. De 11TWh er elektrisk indput. Hvor meget PTX brændstof med hvor meget energiindhold bevaret afhænger af processernes effektivitet. Hvis vi for eksemplets skyld antager at den milion tons brændstof der nævnes er syntetisk dieselolie med en brændværdi på 42,7 MJ/Kg så indeholder 1 million tons af dette brændstof 11,8 TWh Da Ptx processen ikke er 100% energieffektiv passer dette ikke. Hvis de derimod taler om 1 million ton methanol der har et energiindhold på 19,9 MJ/Kg passer det noget bedre. Det svarer til 5,5 TWh bevaret energi. Der følger måske energi med fra den Carbon kilde der vælges til anlæget? Størrelsesordnerne passer dog så det er ikke helt slævt. Er der nogen der ved mere ville det være fedt at høre fra dem selv om det er sjovt at regne på.
Den oplagte kulstofkilde i den del af kongeriget, vil være CO2 fra biogasproduktionen
I den skala vil man formentligt køre 3-5.000 fuldlastimer om året, idet elprisen regulerer antallet af fuldlasttimer.
De 2 GW fra havvind og 2 GW fra landvind+sol er næppe tilfældige. Skal man ilandføre 2 GW havvind, skal der også kunne strømme 2 GW videre, Dermed kan der også strømme 2 GW fra land til parken, så man ender på 4 GW. Det de går efter her er besparelser på eltransporten, som vil blive en naturlig del af systemintegrationen ved PtX.
Det ligner et ret gennemtænkt projekt. Det vil være mest naturligt at producere MeOH, som man formentligt vil kunne producere til noget der lignet 4 kroner pr liter. Det er dyrere end fossile brændsler, men formentligt ikke prohibitivt dyrere. Med tiden vil prisen falde, efterhånden som man får bedre elektrolyse.
5.0e9 kr / 1.0e9 kg = 5 kr/kg, får jeg det til
Jeg tror mere omkring 4 kroner, men så har jeg også indregnet indtjening fra salg af fjernvarme, og har valgt en lidt lavere elpris. Til gengæld hører der også lidt udgifter til D&V med...
Kan man få gang i salget af oxygen fra elektrolysen (eksempelvis til oxyfuelprocesser), kan salgsprisen komme længere ned.
Du kan IKKE bruge hav-vand eller å-vand direkte.
Det skal først renses. Hvilket koster MASSIVE mængder energi.
Det koster mindre energi hvis vandet er renere. Så det "smarte" valg er at bruge drikkevand. Du ved, den ting som verden er ved at løbe tør for.
Fra artiklen:
”””Årligt skal grøn strøm fra i alt 4 GW sol- og vindenergi via elektrolyse konverteres til over en million ton grønne brændstoffer til lastbiler, skibe og fly i et anlæg med en elektrolysekapacitet på 2 GW.”””
og
”””Produktionen kræver, at der er adgang til store mængder billig vedvarende energi hele året, så elektrolysen kører optimalt, og det kræver den rette kombination af solenergi og vindenergi”””
Journalisten bør afsløre den magiske kombination af vind og sol, der gør det muligt altid at få mindst 2 GW ud af de 4 GW installeret kapacitet (herunder i mørke og næsten vindstille).
Hvis elektrolyseanlægget ikke reelt hyppigt regulerer (potentielt meget langt) ned i tidsrum med mindre ned 2 GW vind og sol, og/eller der ikke inkluderes et betydeligt (men ikke oplyst) omfang af el-til-el-lagring i projektet, må forklaringen dog nok snarere være, at der tænkes afsat en del af de potentielt overskydende 2 GW el til nettet, og at der tænkes aftaget op til 2 GW fra nettet??
En overvejende del af de op til 2 GW overskydende produktion må formodes at ville blive tæt på værdiløs, fordi der samtidig typisk vil være rigelig el fra vind og sol fra andre producenter, medens de op til 2 GW, der evt. tænkes aftaget fra nettet typisk vil være i noget nær de værst tænkelige og dyreste tidsrum. I begge tilfælde øges behovet for både ny/forstærket infrastruktur og ledig kapacitet i DK´s udlandsforbindelser, og i det sidste tilfælde øges behovet for backup-ydende el-produktion.
Ikke mindst i betragtning af mediehusets mangeårige meget kritiske tilgang til - i stedet backup-ydende - bio-kraftvarme i allerede etableret infrastruktur, synes jeg, at mediehuset bør supplere med noget opklarende vedr. det ovennævnte, og – om fornødent – tilrette den citerede tekst, så den ikke er misledende.
Hvornår skal den første rørledning fra en offentlig kasse til nogens lommer åbnes?
Det virker ikke urealistisk at de vil lave e-methanol af den grønne CO2 der er tilgængelig lokalt, og så eksportere brint i en eventuelt kommende brint-gasledning der går ned igennem Danmark til den tyske industri.
Hvorfor skulle de være begrænset af lokal biogas? Naturgasnettet kan transportere biogas over store afstande.
Den grønne CO2 er tilgængelig lokalt, fordi den renses fra biogas (en blanding af CO2 og CH4) så det får kvalitet som naturgas (næsten ren CH4) inden det tilføres til naturgasnettet.
Hvornår skal den første rørledning fra en offentlig kasse til nogens lommer åbnes?
Det er ikke et atomkraftværk.
Jeg mener at når man køber CO2 til sit svejseapperat eller Sodestream-maskine, så fremstilles det ved destillation af atmosfærisk luft.
HT - ikke nødvendigvis. Vi har et pænt stort verdensomspændende firma i Fredericia, Pentair Union Engineering, der udvinder CO2 fra røggas. Har været med til at levere flere sværolie brændere til dem
I forlængelse af #26:
Hvis ingen forklarer, hvor PtX-anlæggets elforbrug på 2 GW (supplerende) kommer fra i tidsrum med mindre end 2 GW el fra vind og sol, går jeg ud fra, at det vil være fra det offentlige el-net. Dette i tidsrum, hvor nettet typisk ”i forvejen” behøver backup-ydende elproduktion, men som i mindre grad vil kunne leveres, hvis restbiomassen disponeres til andre formål end effektiv produktion af el og restvarme i de store fjernvarmenet. Her ville restvarmen endda reducere behovet for el-baseret opvarmning, så der ville blive mere backup til andre dele af el-nettet, ligesom der kortvarigt ville kunne opnås en endnu større backup-ydende el-produktion i kondensdrift.
PtX-projektets gennemførelse kan således ses som et tilbageskridt i forhold til at opnå det, der i mine øjne haster mere, nemlig at opnå en både øget og fortsat næsten altid tilstrækkelig elproduktion. Dette er i forvejen en stor udfordring, fordi såvel aldrende capex-let ombyggede bio-kraftvarmeværker som den resterende fossile el-produktionskapacitet efterhånden udgår.
Yderligere årsager til, at jeg mener, at sådan effektivt backup-ydende kraftvarme bør gives højere prioritet end især el-backup-krævende produktion af VE-brændstoffer her i DK er dels, at den størst mulige elektrificering af transporten med fordel kan prioriteres og dels at elektro-VE-brændstoffer potentielt vil kunne importeres billigere baseret på bl.a. ultra-billig solcellestrøm fra langt billigere og mere solrige landområder nærmere Ækvator. Her vil DK kunne bidrage til storstilede opdyrkningsprojekter for således at etablere de evt. fornødne kulstofkilder samtidig med, at der produceres fødevarer og deponeres kulstof på og i dyrkningslaget. Hvis lokalbefolkningen således mættes, bliver bedre uddannet og mere velstående, vil der formentlig også blive født færre børn som så heller ikke vil flygte til Europa.
haster mere, nemlig at opnå en både øget og fortsat næsten altid tilstrækkelig elproduktion
Hvorfor haster dette, og hvordan definerer du en "tilstrækkelig elproduktion" når Danmark er delt i øst og vest, blot bundet sammen af et 600MW kabel.
I skrivende stund importerer DK 3.3GW hvoraf 1.8GW reeksporteres til DE.
Så: hvad er det der haster, hvorfor (og hvor skal det atomkraftværk jeg tror du plæderer for) placeres for at det giver mening? På Sprogø, midt imellem DK1 og DK2?
Om noget vil adgang til PtX gøre os mere uafhængige af vejret alt den stund at det er energi på flaske.
Skal elektrolysen omdanne luft til grøn brændstof eller skal der bruges teknisk vand? Hvad sker der, når der ikke kan leveres grøn strøm til fabrikken? Bliver den så erstattet med strøm produceret atom eller fossil? I min barndom hørte jeg et eventyr om en pige kunne spinde guld af halm.
@ Kristian Glejbøl
””””Hvorfor haster dette, og hvordan definerer du en "tilstrækkelig elproduktion" når Danmark er delt i øst og vest, blot bundet sammen af et 600MW kabel.””” og
”””Så: hvad er det der haster, hvorfor (og hvor skal det atomkraftværk jeg tror du plæderer for) placeres for at det giver mening? På Sprogø, midt imellem DK1 og DK2?”””
Jeg mener, at vi og vore nabolande - i problematisk høj grad – forsøger at erstatte regulerbar og konstant producerende kapacitet med næsten kun fluktuerende vind og sol. Alligevel er det – som tydeligt anført - ikke a-kraft, jeg plæderer for, men i stedet nye og mere brændselsfleksible og alligevel høj-effektivt backup-ydende centrale bio-kraftvarmeværker, som kan etableres forbrugsnært i allerede etableret infrastruktur og endda – på flere måder – være/gøres CO2e-negative.
Jeg plæderer heller ikke for sådan videreudviklet bio-kraftvarme som et alternativ til den aktuelle udbygning af vind og sol, men snarere som et backup-ydende og på andre måder værdifuldt supplement, der bl.a. kan lægge en dæmper på især de højeste elpriser, fremskynde udfasningen af fossile kv-brændsler, afløse de kun midlertidigt tænkte og derfor kun capex-let (til træpiller) ombyggede og nu endnu mere aldrende kv-værker.
”Mine” bio-kraftvarmeværker (med tiden måske 4 - 5 GW el +restvarme) kan dog ses som et alternativ til: a) de sidste og således dårligst udnyttelige (10 – 15?) GW fluktuerende kapacitet, b) dertil ekstra fornøden meget dyr og/eller tabsbehæftet el-til-lagring/PtX, c) sjældent anvendt og derfor mindre effektiv og økonomisk spidslastkapacitet, d) infrastruktur, e) udlandsforbindelser til typisk dyrere import end eksport, og f) CCS i et omfang, der gør helheden mindst CO2e-neutral. Det vil alt sammen både skulle fremstilles, opstilles, serviceres og senere skrottes, hvorfor de sidste GW fluktuerende VE ikke vil være lige så næsten CO2e-neutrale, som de første og derfor mere direkte udnyttelige GW vind og sol.
Også set på denne mere langsigtede måde, ville den grønne omstilling således kunne opnås både hurtigere og billigere, hvis vi valgte at spille bredere på ”VE-klaveret” her i den på flere måder stadig tidlige ende.
@ Kristian Glejbøl, fortsat til #32
”””I skrivende stund importerer DK 3.3GW hvoraf 1.8GW reeksporteres til DE.”””
Da nettoimporten i din skrivende stund var 3,3-1,8 = 1,5 GW, var el-markedsprisen ca. 1300 DKK/MWh i både øst- og vest-DK. Danske el-forbrugere betalte altså i løbet af blot den givne time ca. 1500 * 1300 = ca. 2,0 MDKK for netto-importen, og hvor både netto-importen og MWh-prisen ofte har været langt højere. Jeg kender desværre ikke den tilsvarende statistik over året, men er det ikke interessant at kunne nøjes med at importere noget mindre samt hyppigere at kunne eksportere til især høje el-priser?
Da strømmen ”flyder” imod Nordpool-områder med de højeste elpriser og med prisspring hen over især fuldt belastede udlandsforbindelser, gør det også en forskel for danske el-forbrugere, om der er tale om import eller eksport.
Hvis et naboland kommer i en kritisk situation, må evt. eksport til DK (hhv. øst og vest om du vil) forventes at kunne blive afbrudt, hvilket dog nok snarere vil blive imødegået med et fornødent omfang af kontrollerede ”brown outs”, men som også både vil kunne være tabsgivende, stærkt generende og for nogle endda livstruende.
For både at mindske risikoen for, at det kommer så vidt, og at få gennemført den grønne omstilling mere samfundsøkonomisk, bør vore landspolitikere holde op med at støtte teknologi-for-teknologi og i stedet mere effektivt aktivere markedskræfterne ved at beslutte nogle mere logiske, reelt teknologineutrale og for investorerne langtidstroværdige rammebetingelser. På den måde kan det sikres, at de til en hver tid lavest hængende frugter bliver plukket først, og at aktørerne ikke sidder på hænderne og afventer særlig støtte, ligesom meget egennyttig og således potentielt misledende lobbyisme kunne undværes.
Den begrænsede bæredygtigt og som sådan lovligt tilgængelige biobrændselsressource ville dog formentlig hurtigt blive så dyr, at der derfor fortsat vil ”være bud efter” meget mere vind og sol.
Eller evt. forsat hyppigt skyhøje el-priser (her inkl. tariffer til betaling af infrastruktur), forhøjede varmepriser i de store fjernvarmenet, store skatteyderbetalte støtteudgifter, og/eller kommende forsyningssvigt kan tænkes at medføre, at flertal af vore landspolitikeres vælgere forlanger a-kraft. Så har især de vind- og sol-fortalere, der - med betydeligt held - har lagt gift imod mere primært backup-ydende og derfor langt mindre generende biokraftvarme, for alvor skudt sig selv i fødderne.
Fra artiklen:
”””Årligt skal grøn strøm fra i alt 4 GW sol- og vindenergi via elektrolyse konverteres til over en million ton grønne brændstoffer til lastbiler, skibe og fly i et anlæg med en elektrolysekapacitet på 2 GW.”””
Meningen er naturligvis, at de 4 GW elektrolyseanlæg opnår en årlig kapacitetsfaktor på omkring 50%, altså en middeleffekt på 2 GW.
Bruger man energistyrelsens teknologikataloger for alkalisk elektrolyse i 2020 som udgangspunkt, skal sådan et anlæg bruge 720 m³ vand i timen ved spidslast og det halve i gennemsnit, eller godt 3 mio m³ vand om året. Der vil være mulighed for synergier med spildevand og/eller måske renset vand fra biogas (eller endnu bedre fra gylle). Kan man få det til at spille med biogasproduktionen, kan der være ret store synergieffekter at hente, fordi man så kan producere mere naturgas pr m³ reaktor og kørsel med gylle. Selve elektrolysen vil producere omkring 300 MW fjernvarme i gennemsnit under de forudsætninger, men der er ret stort spillerum i videreforarbejdningen til formentligt metanol - man kan eksempelvis planlægge at satse delvist på soec i den forbindelse, hvilket giver mulighed for mere hydrogen på beskotning af fjernvarmeproduktionen.
Også CO2'en fra biogasproduktioen kan være en del af de ønskede synergier. Oxygen fra elektrolysen vil formentligt blandt andet blive genbrugt til produktion af methanol. Oxygen kan sælges til hospitaler, industri og dambrug, men der vil formentlig være et overskud af oxygen, som skal afsættes til andre osyfuel processer, hvorved man kan opnå flere kulstofkilder.
Det er tidligt i projektet, men der er ret mange synergimuligheder i området...
Meningen er naturligvis, at de 4 GW elektrolyseanlæg opnår en årlig kapacitetsfaktor på omkring 50%, altså en middeleffekt på 2 GW.
En normal fortolkning af bl.a. det, du selv citerer, tilsiger "kun" 2 GW elektrolysekapacitet og det fremgår også af artiklen at: "Produktionen kræver, at der er adgang til store mængder billig vedvarende energi hele året, så elektrolysen kører optimalt, ....""
Din fortolkning forudsætter i stedet, at elforbruget til elektrolysen varierer mellem 0 og 4 GW.
Især synes jeg ikke, at læserne bør kunne opfatte, at der er tale om noget, der vil stabilisere elnettet, hvis der reelt er tale om det modsatte (ligesom nær konstant elforbrugende datacentre, hvortil der kun i bedste fald investerers i fluktuerende VE).
Artiklen giver heller ikke belæg for at antage, at en væsentlig del af den - til f.eks. jetfuel - fornødne CO2 vil kunne opnås fra f.eks. lokale biogasanlæg.
Redaktionen bør overveje en bedre informerende opfølgende artikel.
Stig Libori, hvorfor er det naturligvis meningen?
Sådan som de har skrevet det (i deres egen pressemeddelelse, ikke i artiklen), kan der ikke være tvivl om, at de fortæller, at elektrolysekapaciteten er 2 GW.
Ideen må jo være, at de ønsker en højere oppetid på elektrolyseanlægget, end de ville kunne med 1:1 forhold mellem elproduktionskapacitet og elektrolysekapacitet. Derfor har de dimensioneret med et 2:1 forhold, så de får højere oppetid.
Om dette forhold så er økonomisk optimalt i relation til forholdet mellem omkostninger (både CAPEX og OPEX) på elproduktionskapacitet og elektrolysekapacitet, skal jeg ikke kunne sige.
Redaktionen bør overveje en bedre informerende opfølgende artikel.
Og hvis Stig Libori´s fortolkning er den rigtige, bør artiklen helt klart rettes tilsvarende, ligesom det så bliver en tand mere interessant at få belyst, bl.a. hvilket selskab, der vil kunne levere et sådant (driftsmæssigt fleksibelt) elektrolyseanlæg på 4 GW, hvilken elektrolyseteknologi, der vil være tale om, hvad CO2e pr kg produceret VE-brændstof vil være, hvad VE-brændstoffet mindst kommer til at koste, og/eller hvilken direkte og/eller indirekte støtte projektet evt. forudsætter. Og igen, - hvem andre end de store primære investorer risikerer tab, hvis noget væsentligt ikke går som håbet, og/eller der viser sig mulighed for billigere import af tilsvarende VE-brændstof?
PS: Det er ikke rimeligt at præsentere sådanne store projekter som særlig økonomiske, hvis projektet reelt forudsætter særlig og således skævvridende offentlig støtte. Sådan støtte bør snarere gives til pt. nye og teknologisk risikable og derfor passende forsigtigt dimensionerede demo-projekter. Og evt. fornøden støtte til større kommercielle projekter bør udelukkende være i form af (effektiv målopfyldende -) logiske og (teknologisk bredt gældende -) teknologineutrale rammebetingelser.
Til #38 (som jeg ikke nåede at læse).
Jeg forstår som nævnt artiklen på samme måde, og hvad så med den hypigt både over- og underskydende elproduktion?
Den fortæller de ikke noget om. Vi kan kun gætte.
Overskydende el: De vil jo nok som udgangspunkt forsøge at sælge den, hvis de ikke selv kan finde anvendelse for den.
Men da markedsprisen uvægerligt bliver lavere i de timer, hvor der er overskud, er det ikke sikkert, at det kan betale deres omkostninger til levering af el til elnettet. Man kan også diskutere, om det overhovedet vil være rimeligt, hvis de kan få tilslutning til elnettet på samme økonomiske vilkår som andre VE-elproducenter, der er villige til at dele hele deres produktion med resten af samfundet. Gavnen for det øvrige samfund er jo ret begrænset, hvis strømmen kun bliver pumpet ud på tidspunkter, hvor vi i forvejen ikke mangler strøm, fordi landets øvrige vindmøller og solceller allerede har overproduktion.
Derudover melder historien ikke noget om elforbrug til andre dele af processen end elektrolyse, samt hvorvidt dette elforbrug kan gøres asynkront med elektrolyseprocessen. Man kunne jo godt hypotetisk forestille sig, at nogle dele af processen er så billige at etablere (inkl. det nødvendige mellemlager), at man bygger mere kapacitet af disse og kun kører dem i perioder, hvor elektrolyseprocessen ikke kan opsuge hele elproduktionen.
Underskydende el: Ja, det er virkeligt spændende. Vil de lukke anlægget ned, eller vil de købe el fra nettet? Det ville være rart at få den side af historien dækket.
Den fortæller de ikke noget om. Vi kan kun gætte.
Jo, de fortæller noget om det i den præsentation/pressemeddelelse, der vel er grundlaget for Ing's artikle. Det havde været fint om Ing linkede til den
https://www.greengoenergy.com/news/megaton1
Ad overskydende el: Størsteparten af elproduktionen regner man med at benytte selv:
The 4GW solar and wind projects will produce 11.5 TWh of green power annually – this corresponds to more than 30% of Denmark's current total power consumption. More than 85% is expected to be consumed directly in the Megaton Energy Park for the production of green fuels.
Men det øvrige skal sælges på markedet, og det er en af grunden til, at man har palceret sig ved Stoustrup 400kV stationen
A location at one of the country's largest substations is seen as strategically important. Here you can handle and balance the large amounts of energy and overproduction on sunny days with wind, but you can also have an alternative to the planned strategy of using direct lines, where all production from the associated solar and wind parks is taken directly to your own substation station and consumed in the Energy Park.
ad dækning af el-underskud Det omtales ikke konkret. Teknisk er der jo mulighed for at købe via nettet, men som flere skriver må man regne med at det er dyrt, hvis hverken sol eller vind producerer. Det bliver en afgørende konkurrenceparameter ved udviklingen af PtX-teknologi, at den skal kunne reguleres i et vist omfang. Men man skriver, at mixen af sol, landvind og havvind gør, at produktionen er relativt stabil:
Likewise, it is crucial that the renewable energy production is evenly distributed over the year so that the electrolysis runs optimally with a high constant capacity factor. This requires the right combination of solar and wind energy.
The starting point and prerequisite for Megaton is thus GreenGo Energy’s development portfolio of 4,000 hectares of onshore solar and wind projects in the municipality and in addition 2GW offshore wind that is taken out of GreenGo Energy's development portfolio of offshore wind projects in Denmark, which are primarily applied for under the open-door scheme. The final locations for the energy-producing assets have not yet been determined but will be qualified in close cooperation with Ringkøbing-Skjern municipality and local stakeholders over the coming period. The location in Ringkøbing-Skjern municipality benefits from complementary solar and wind production profiles - a hybrid that can be balanced so that the Megaton electrolysis runs optimally all year round.
ad vand til elektrolyse:
There are also ample amounts of wastewater available at Tarm. Water is often a scarce resource at major P2X plants both in Denmark and internationally. When using wastewater, the concept only becomes more circular,
ad kulstofkilde til produktion af kulbrinter: Her finder jeg ingen oplysninger i materialet
Vi bygger bro med stærke vidensmedier, relevante events, nærværende netværk og Teknologiens Jobfinder, hvor vi forbinder kandidater og virksomheder.
Læs her om vores forskellige abonnementstyper
Med vores nyhedsbreve får du et fagligt overblik og adgang til levende debat mellem fagfolk.
Teknologiens Mediehus tilbyder en bred vifte af muligheder for annoncering over for ingeniører og it-professionelle.
Tech Relations leverer effektiv formidling af dit budskab til ingeniører og it-professionelle.
Danmarks største jobplatform for ingeniører, it-professionelle og tekniske specialister.
Kalvebod Brygge 33. 1560 København V
Adm. direktør
Christina Blaagaard Collignon
Chefredaktør
Trine Reitz Bjerregaard
