Jeg kommer her med en påstand om, at Energinets beregningsforudsætninger for energisystemet kaldet AF22, mere er et politisk styringsinstrument end brugbare analyseforudsætninger.

Det væsentligste problem består formodentligt i følgende hierarki:

Finansministeriet - Energiministeriet - Energistyrelsen - Energinet.

Finansministeriet fastsætter de væsentligste data uden faglig indsigt i energimarkedet, og ud fra nogle samfundsøkonomiske ønskescenarier. Disse data skubbes ned igennem ovenstående hierarki.

Andre tal bygger delvist på noget der meldes tilbage til Energinet og styrelser, og som el- og varmeværkerne forsøger bare at få så lidt bøvl med som muligt. Det kan fx være hvis et anlæg trimmes så det yder mere end tidligere, så indrapporteres det normalt ikke.

Disse usikre og bevidst politisk udvalgte tal, bruges så i udvalg af rådgivende ingeniører og fjernvarmeselskaber mm, efter hvad der passer dem bedst.

Eksempel 1: Kalkulationsrenten, som i hele perioden med 0% i rente på boligmarkedet har ligget på ca. 3%, og dermed betydeligt over hvad fx fjernvarmeselskaberne kan låne til.

Eksempel 2: Det forekommer helt urealistisk at der i 2030 ikke findes elpriser over 1220 kr./MWh.

Eksempel 4: Termisk kapacitet – Centrale værker

Det forudsættes at værkerne lukker som planlagt, og ikke efter hvor længe det kan betale sig at køre med anlæggene eller hvornår der er etableret alternativ kapacitet.

Eksempel 4: Fjernvarmeprojekter

En af de ting, der er interessant, er den forventede pipeline af fjernvarmeprojekter. Disse forventninger skal ses i lyset af den meget store øgning i fjernvarmedækningen, som der forventes i de kommende år. Hvor der forventes at cirka 400.000 naturgaskunder skal omstilles til fjernvarme. Det ser ikke ud til at det rigtig er medregnet i den pipeline.

Endvidere ansøger fjernvarmeselskaber ofte om flere alternative projekter, som de ser som en mulighed. Det vil sige, hvis der er ansøgt om at opstille en varmepumpe, så kan det være at der kommer en flis kedel, hvis der gives tilladelse til det.

Derfor må den pipeline med fjernvarme projekter betragtes som uegnet til forudsigelse af de kommende projekter.

Poul-Henning Kamp: Du skriver at en 400kV linie kan overføre 1000 A.
Der er meget stor forskel på de to linjer jeg ofter kører forbi:

A Linjen: Idumlund -> Tjele har 2 kabler på 3 faser eller 6 tråde ialt B Linjen: Tjele og sydpå har 3 kabler på 2 x 3 faser eller 18 tråde ialt

Men det kan da vist ikke passe, at de 1000 A. er pr kabel? Men hvad er det så?

Jeg har ikke nærlæst rapporten jeg linkede til endnu, men det vil da være oplagt, at der skal være en form for kompensation, når markedet skriger på el. Omvendt kan den "kompensation" jo godt være, at elprisen stiger, indtil dit biogasfyrede værk starter op, fordi elprisen når op over værkets kippris. Med den model får forbrugerne maksimalt incitament til at spare på el, når der er brug for backup kapacitet.

Der er jo også en anden mulighed: Placer dit biogasfyrede værk sammen med en vindmølle/solcellepark, så det kan udnytte den tilslutningsafgift, som vindmølleparken allerede har betalt. Med andre ord: Udnyt synergieffekterne, så elnettet skal udbygges mindre...

Stig Libori, problemet er, at ikke alle MW er ens.

Nu er en MW en MW, men jeg tror godt jeg forstår, hvad du mener. Du vil gerne skelne mellem backup og flukturende effekt fra vind og sol.

Men det system man har lavet skelner faktisk mellem dem ved, at man skelner mellem områder med mangel henholdsvis overskud af el.

Jeg har ikke nærlæst rapporten jeg linkede til endnu, men det vil da være oplagt, at der skal være en form for kompensation, når markedet skriger på el. Omvendt kan den "kompensation" jo godt være, at elprisen stiger, indtil dit biogasfyrede værk starter op, fordi elprisen når op over værkets kippris. Med den model får forbrugerne maksimalt incitament til at spare på el, når der er brug for backup kapacitet.

Stort set alle de kabelprojekter i nettet jeg har set de sidste 10 år har som standard været med 2000 mm² eller 2500 mm² Alu. Dvs alle designet til omkring 1250-1500 A. For de helt store linjer nedlægges enda 2x2500 mm² per fase. De ca 1000 A gennemsnit er en ældre værdi fra dengang 1200 - 2000 mm² Alu var mere standard.

@Ebbe Holleris Petersen:

<em>fluktuerende VE</em></p>
<p>Hvor længe skal vi blive ved med at høre sluder om "flukturerende VE". Det er bragende ligegyldigt om det er flukturerende, så længe der i gennemsnit produceres mere el end der bruges, og overskudet anvendes til at producere fx. brint som kan lagres og anvendes på vindsvage dage.

Som vi alle ved, er flukturerende VE et vilkår, som vores energisystem skal indrettes efter, og jeg synes at både du og Peder Stoholm kommer med gode bud på hvordan.

Vi må ikke glemme at vi rent faktisk har en indenlandsk biomasseressource, som hvis den udnyttes til den grænse som Peder Stoholm beskriver som:

primært indenlandsk restbiomasse og/eller begrænset til det - som minimum - CO2e-neutrale

Der skal helt sikker også genereres en masse H2, som efter min mening først og fremmest skal bruges til at erstatte de store mængder naturgas-baseret H2, der bruges i industrien, og ikke mindst erstatte de store kulstofudledninger, der i dag indgår i FeO reduktion og CaO seperation i stål- og cement-fremstilling.

Det er i min verden vigtigere at vi dækker disse før vi bruger brint på backup af elsystemet, og det vil markedspriserne jo nok også bekræfte, da grøn H2 er og bliver en relativt dyr ressource, uanset hvordan vi vender og drejer det.

I modsætning til i dag, hvor VE kun ved stærk vind levere over 100% af forbruget, så skal VE udbygges således at vi ligge deromkring ved mere moderate vindforhold, og der dermed vil være "overskudsel" en betydelig del af tiden. Det skal med andre ord ikke være undtagelsen, men derimod reglen at der er stort eloverskud.

Vi kan illustrere det med følgende 2 grafer for hhv 2031 og 2040, baseret på kapaciteterne i AF22 kombineret med vindåret Aug. 2020 - Jul. 2021:

• https://i.ibb.co/7YNRPBy/Denmark-12-month-Aug-2020-Jul-2021-Scaled-according-to-AF22-2031.jpg
• https://i.ibb.co/HXBfGDw/Denmark-12-month-Aug-2020-Jul-2021-Scaled-according-to-AF22-2040.jpg

Perioden Aug. 2020 - Jul. 2021 inkl. de vindmæssigt ringeste 12 sammenhængende måneder, der er målt med rimelig sikkerhed.

De grønne områder, her illustreret som biogas-fyret elproduktion (men kunne være så meget andet), skal betragtes som klassisk forbrug, som skal dækkes af noget andet end vind og sol på disse tidspunkter, altså backup-krævende forbrug, som kun kan flyttes i begrænset omfang, og som forbrugeren ikke selv har ansvar for at sikre backup for.

Alt over forbrugskurven (sort = forbruget i 2020-2021 + rød = forbrug inkl. 1 mio elbiler i 2031, 2,5 mio elbiler i 2040), er forbrug, som enten ikke kræver backup, eller forbrugeren selv etablerer backup for.

De grønne områder vil i et sådant ringe vindår udgøre:

• . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2031 . . . . . . . . .2040
• Energi. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.03 TWh . . . . 2,16 TWh
• Andel af forbruget. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8,3% . . . . . . . . . .5,4%
• Højeste effekt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4,9 GW . . . . . . .4,8 GW
• Længste sammenhængende periode . . . . . . . 81 t . . . . . . . . . . .52 t
• Samlet periode . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1749 t . . . . . . . .1113 t

Det er ikke svært at finde en indenlandsk energiressource, der kan dække 3,03 TWh pr år, eller faktisk endda mindre, såfremt den kan lagres, da tallene repræsenterer et ekstremt dårligt vindår.

Eksempelvis viser fremskrivningen at vi generer 14 TWh biogas fra og med 2030, hvoraf omkring det halve er nok til at dække hele backup-behovet.

Dog har vi kun pt 1,58 GW gaskraft-kapacitet, som skal udbygges til det tredobbelte, hvis biogas eller brintbaserede gasser skal stå for al backup.

Hvis vi nøjes med at dække:

• 1 TWh el med biogas
• 1 Twh el med bionedbrydeligt affald
• 1 TWh el med flis og træpiller.

... så svarer det til at bruge samme mængde bionedbrydeligt affald, som vi brugte til elkraft i 2021, samt halvdelen af den mængde træpiller og træflis, vi producerede på dansk grund i 2021.

Og kan således gøre det med de termiske kraftværker, vi allerede har, som dermed også vil fylde varme på damvarmelagrene, når de producerer.

Udover den biomasse, som her indgår som el-backup, blev der produceret 42 TWh (primær) indenlands i 2021, så med de 11 Twh biogas i 2031, som ikke indgår i ovenstående, har vi altså 53 TWh, som kan bruges til FV og diverse varmekrævende industri, udover de ca 10 TWh som backup-værkerne leverer ifa restvarme.

Det svarer omtrent til hele FV-forbruget i 2021, og da en stor del af det vil blive dækket af billig overskydende vind og sol, lagret i damvarmelagre, behøver vi altså hverken at importere biomasse eller udvide egen biomasseproduktion, for at løse hele opgaven allerede i 2031.

(Set bort fra at der selvfølgelig stadig kører 1,5-2 mio fossilbiler rundt på vejene i 2031, selvom der er grøn strøm nok til at elektrificere dem)

Det er derfor svært ikke at se relevans i Peder Stoholms forslag:

Kunne det være en idé at etablere/forny (slutteligt i alt) 3 - 5 GW mere brændselsfleksibel og effektivt backup-ydende biokraftvarme i de store fjernvarmenet?

.... uden det dog ændrer på hvor stor vind- og solkapacitet, der vil blive installeret, da det, som det framgår af graferne, i langt højere vedrører det forbrug, der ligger over klassisk forbrug, hvoraf meget sandsynligvis ikke skal transmitteres længere end fra inverteren til nærmeste PtX-anlæg, og derfor ikke stiller krav til det overordnede transmissionsnet.

NB; jo mere jeg kigger på disse tal, jo mere står det klart hvor lille opgaven med at integrere fluktuerende el i store mængder, i virkeligheden er, og hvor mange forskellige ressourcer vi har til rådighed til opgaven, inkl. udveksling, som slet ikke er nævnt i ovenstående - og jo mere ligeglad bliver jeg med hvordan de sidste 3 TWh bliver dækket, da det formentlig bliver helt op til markedsmekanismerne at bestemme.

Så opgaven lyder kort og godt; se at få installeret de 11 GW havvindmøller og 3 GW landvindmøller, der iflg. AF22 skal installeres frem til 2031, og lad Energinet sikre at de 34 GW transmissionskapacitet, beskrevet i artiklen herover, er på plads i 2030.

Så løser resten sig af sig mere eller mindre af sig selv.

Stig Libori, problemet er, at ikke alle MW er ens.

Hvis nogen tilbyder at opføre 6000 MW biogasfyret backup-kapacitet (behørigt decentraliseret, naturligvis), så vi kan være selvforsynende med el fra vind+sol+biogas 100% af tiden, så vil jeg som elforbruger hjertens gerne være med til at betale hele tilslutningen.

Men hvis nogen ønsker at opføre kombinerede vindmøller+solceller og P2X, som kan eksportere op til 6000 MW overskudsstrøm til nettet, men kun i perioder, hvor vi i forvejen har nok, så har jeg ikke så meget lyst til at betale deres nettilslutning.

Så vi har brug for et eller andet mere end blot at kigge på antal MW, der skal tilsluttes, når prisen skal sættes.

Man kan jo lidt firkantet sige, at det må afhænge af, om det er MW, som samfundet har brug for at aftage, eller om det er MW, som elproducenten har brug for at komme af med.

De har ikke ret til at producerer, så det giver ikke mening at opkræve penge for en ret til at producerer i peakperioder.

Der er vist ingen der har talt om tidspunkterne for produktionen. Det drejer sig om, hvor mange MW man vil have koblet på nettet. Det er vel ret objektivt?

@ Christian Halgreen #11, m.fl.

Stil krav til kapacitetsfaktoren, som leveres til nettet.</p>
<p>I princippet helt enig, men det er nok lidt mere komplekst end blot at stille krav til kapacitetsfaktoren. Et biomasseværk ("Stoholm-værk") der kun skal levere el, når vi mangler sol og vind, vil jo forhåbentlig have en meget lille kapacitetsfaktor.

Jeg er også enig i det første, når bortset fra, at det alternativt kan forlanges, at (især) fluktuerende og fjernt liggende produktionsanlæg fuldt ud betaler for den dertil ekstra fornødne infrastruktur (inkl. så fordelen af, at "mine" centrale bio-kraftvarmeværker kan placeres forbrugsnært og i allerede etableret infrastruktur ikke fortsat "overses"). Derud over behøver den sunde kapacitetsmodererende effekt ikke være andet end at el-markedsprisen falder des mere samtidigt producerende kapacitet.

El-til-el-lagring kan både være internt for f.eks. at kunne slippe billigere og sælge til bedre el-markedspriser og eksternt, hvor lageret drives som en selvstændig forretning og med gensidige fordele, hvis lageret etableres i nærheden,men idet også lageret bør betale for den ekstra infrastruktur som lagerets produktionen måtte kræve.

Jeg forestiller mig at "mine" delvist forgasningsbaserede kv-værker vil opnå en kapacitetsfaktor på ca. 0,4 - 0,5 inkl. noget driftstid i dellast, men til gengæld og noget tid med ekstra elproduktion i kondensdrift og/eller overlast. Kun 0,4 kan umiddelbart synes for (uøkonomisk) lidt for effektivt el-producerende centrale kv-værker på nok kun nok kun 200 – 300 MW og med den ekstra komplikation af forkoblet forgasning til brændsler, der (som f.eks. halm) ikke (ligesom træ) kan indfyres direkte, men de følgende fordele vil/burde virke befordrende:

1: Fyring med fortrinsvis billige og herunder også pt negativt prissatte lokale restprodukter, som efterspørgslen vil gøre dyrere/betalingskrævende, men så til - også samfundsøkonomisk - fordel for leverandørerne. 2: Undgåelse af CO2e-afgift ved anvendelse af næsten/mindst(?) CO2e-neutralt certificeret restbiomasse 3: Opnåelse af negativ CO2e-afgift ved undgåelse af stærke klimagasser fra alternativ naturlig nedbrydning i det fri (eller adgang til billigere brændsler, såfremt leverandørerne modtager belønningen) 4: Salg af el til de - i ca. 40% af tiden - højeste el-markedspriser 5: Opnåelse af særligt høje/ekstreme elpriser i kortere tidsrum med kondensdrift og/eller overlast 6: Salg af systemydelser, inkl. belønning for at bidrage til højere elforsyningssikkerhed end den ”markedet vil betale” 7: Salg af ”grøn” restvarme 8: Salg af kompakte, lugtfri, ikke sygdomsspredende og velspecificerede effektivt termisk oprensede (askeformige) næringsstoffer (i stedet for udgifter til deponering) 9: Salg af potentielt jordforbedrende indhold biokoks i asken. (Dette regulerbart efter den lokale efterspørgsel, så mindst det ekstra fornødne brændsel kan betales).
10: Opnåelse af negativ CO2e-afgift for deponering af biokoks (eller bedre salgspris for asken, for hvis de aftagende landmænd modtager belønningen) 11: Undgåelse af store bidrag til betaling af infrastruktur ved forbrugsnær placering i allerede etableret infrastruktur

Af alle disse årsager forventer/håber jeg, at løsningen også vil være konkurrencedygtig med især den (samlet set) mindst økonomiske ”sidste ende” af fluktuerende VE op til en kapacitetsfaktor på omring 0,5. Dette trods så knap så god betaling for el-produktionen i de omkring 25% ekstra driftstimer.

Dermed har jeg også forklaret, hvorfor jeg gerne vil have mere logiske og teknologineutrale rammebetingelser for bl.a. CO2e-emission/reduktion (-/+) og (samlet set forsyningssikker) el-produktion og dette da især i stedet for det modsatte, så som garanterede mindste-el-priser (inkl. i aftaler af typen ”CfD”) kun til vind og dvs. teknologispecifik belønning af særligt den elproduktion, som lave elmarkedspriser tydeligt har vist, at der var mindst behov for.

På bl.a. denne måde er der blevet initieret et kunstigt oppustet behov for PtX og dertil så mere vind og sol, så PtX-en kan opnå mere økonomisk driftstid og omvendt med tilhørende øget omfang af bl.a. infrastruktur og (i sig selv uøkonomisk) spidslast. Det skal der alt sammen også nok vise at være et væsentligt behov for, men i mine (ganske vist ikke uvildige) øjne, bør de ”naturligt lavere hængende frugter plukkes” først eller parallelt, så de politisk besluttede mål kan opfyldes hurtigst og billigt muligt.

Men energinet skal dimensionere kapaciteten til behovet, og så må vi sagesløse forbrugere betale via nettarifferne.

Er der fejl i nettet, bliver producenter afbrudt uden erstatning og der er ingen regulerion på hvor meget de må afbrydes. Forbrugerne bliver kun afbrudt, hvis det er for at undgå et kolaps af nettet eller ved fejl i nettet. Men selskaber med for mange eller for hyppige kundeafbrud, bliver økonomisk straffet.

Jeg har ikke nærlæst tallene, men umiddelbart ser de ud til at kunne flytte investeringsbeslutninger, også i retning af at begrænse peakeffekterne, som man ønsker tilsluttet...

f.eks. tabel 1 på side 31: Midt- Syd- og Vest-Jylland Årsproduktion: 21.755 Årsforbrug: 11.723 Års-produktionsoverskud: 10.032 [GWh] Nordvest-, Midt- og Sydsjælland, Lolland-Falster og Møn Årsproduktion: 6.991 Årsforbrug: 5.158 produktionsoverskud: 1.834 [GWh]

Det kunne indikere at det er 5 gange sværere at komme af med overproduktionen i det jyske område, men det ved enhver at det ikke er tilfældet for her er der udlandsforbindelser og både 150 kV og 400 kV nettet er forholdsvist godt udbygget.

Producenterne (European Energy, HOFOR Vind, Eurowind Energy, Better Energy, Wind Denmark og Dansk Solkraft), protesterer naturligvis højlydt.

Nåja, det er kun 50% skævt samlet set på de to af de forbindelser der er som dobbelt-system :)

Jeg fik da givet det forkerte link, fra en tidligere "debat" om de regler som nu gælder. De aktuelle regler kan findes her: https://energinet.dk/media/szeifodv/energinets-godkendte-producentbetalingsmetode.pdf

Jeg har ikke nærlæst tallene, men umiddelbart ser de ud til at kunne flytte investeringsbeslutninger, også i retning af at begrænse peakeffekterne, som man ønsker tilsluttet...

Der er ingen producenter der har krav på at levere energi til nettet...

Nej, alle kan i princippet afbrydes, både forbrugere og producenter. Men energinet skal dimensionere kapaciteten til behovet, og så må vi sagesløse forbrugere betale via nettarifferne. Der var det nok mere rimeligt, hvis producenterne skal betale en tarif for det deres produktionsapparat kræver netudbygning for.

energinet foreslår i øvrigt selv, at elproducenter skal betale for de netforstærkninger deres produktion kræver. Det kan man læse om her:https://energinet.dk/media/ylnn1lho/hoeringsnotat-producenttarif-2022.pdf

Producenterne (European Energy, HOFOR Vind, Eurowind Energy, Better Energy, Wind Denmark og Dansk Solkraft), protesterer naturligvis højlydt. Men det er den logiske model: Vi almindelige forbrugere skal ikke betale for, at solcelleparkerne får en urealistisk høj profit, fordi de lægger regningerne hos os andre...

Det er netop at stille alle lige, at producenterne selv skal betale for de omkostninger de pålægger os andre.

Det mest enkle er en årlig afgift pr MW man ønsker krav på at kunne levere i spidseffekt.

Det løser også problemet med et "Stoholmværk", som jo ikke har lyst til krav på at afsætte el. Det ønsker kun at producere efterspurgt el, typisk reguleret af energinet.

Men det er jo ikke problemet her. Problemet er at el på Sjælland fortsat har værdi, men elnettet er ikke udbygget til at aftage den fra Lolland/Falster. I stedet købes den i Tyskland eller Sverige hvor der er sikret ordentlige forbindelser til...

I princippet helt enig, men det er nok lidt mere komplekst end blot at stille krav til kapacitetsfaktoren. Et biomasseværk ("Stoholm-værk") der kun skal levere el, når vi mangler sol og vind, vil jo forhåbentlig have en meget lille kapacitetsfaktor.

Det mest enkle er en årlig afgift pr MW man ønsker krav på at kunne levere i spidseffekt. Det skal nok få ejerne til selv at trylle peakproduktionen væk. Især fordi peakproduktionen især for vindmøller vil have en tendens til at være dårligt afregnet...

Det løser også problemet med et "Stoholmværk", som jo ikke har lyst til krav på at afsætte el. Det ønsker kun at producere efterspurgt el, typisk reguleret af energinet.

I ét projekt jeg sad med ønskede man 1250A, i et andet ~850A og i et tredje var vi helt oppe på 1400A.

Det passer da meget godt med den tommelfingerregel på "ca 1000A" som Erik Herse gav mig, da jeg startede som fagmedarbejder på Ingeniøren for mange år siden ?

Selvfølgelig er det ikke præcist nok til det faktisk projekteringersarbejde, men til at kigge på et landkort fra energinet.dk i en debat på ing.dk er det rigeligt præcist.

Brown outs

Findes der overhovedet et pålideligt estimat over de samfundsøkonomiske omkostninger ved brown outs?

For resten mener jeg ikke noget nedsættende med ordet "fluktuerende". Det er bare en praktisk og retvisende betegnelse på noget, der også er hårdt brug for og udmærket

Når det er sagt, så hæfter jeg mig ved at du lader til at mene at vi kan dække "hullet" når VE ikke levere nok, med kraftværker basseret på biomasse, biogas/methan og/eller atomkraft, men tilsyneladende ikke med brint. Vi skal jo have en eller anden form for backup (der er vel ingen som som forestiller sig at vi bare lukker alle kraftværker) - så hvorfor ikke nye eller ombyggede kraftværker basseret på brint? Hvis man ligefrem kunne bassere disse kraftværker helt eller delvist på brændselsceller (frem for forbrænding) så ville det være endnu bedre, men der har jeg ikke teknisk indsigt til at vurdere om er muligt.

Ad #9: Bjørn Godske

Så kan I bare lave en knap der hedder "til journalist" i stedet for den langsommelige flertrinsomvej. Det har jeg foreslået FLERE gange !

Det kan du ikke regne med. Det er helt forskelligt fra projekt til projekt, hvad der dimensioneres efter.

I ét projekt jeg sad med ønskede man 1250A, i et andet ~850A og i et tredje var vi helt oppe på 1400A.

Det har tidligere været sådan at forbindelserne blev dimensioneret til behovet, sådan at man ikke spildte penge på at kaste metal i jorden som var unødvendigt. I dag er der mere et ønske om at kabelforbindelser skal være 2500mm2 uanset, pga. fremtidssikring.

Med det sagt, kan man godt forvente et sted mellem 250-300 MVA gennem et 132 kV kabelsystem, og en smule mere på 150 kV niveau. Afhænger af de termiske forhold, hvor værste punkt på linjen er dimensionerende samlet set.

Du skriver biogas men det kunne være andre former for biogent gas. F.ex. gas fra pyrolyse af halm.</p>
<p>

Det kan være hvad som helst. Men biogas er den store spiller på markedet.

Det muligt, at antal timer det skal køre bliver så lavt, at det er bedre at have et system, som er low CAPEX, high OPEX, såsom gasturbiner født med lagret brint og biogas. Men i så fald er det først om mange år, hvor mængden og den geografiske spredning af produktionkilder sørger for, at der er få timer med "underskud" af sol+vind.

Med andre ord: Stil krav til kapacitetsfaktoren, som leveres til nettet. Om parkerne så vil bruge den overskydende effekt selv, eller lade den gå til spilde, må de selv ligge og rode med. Men hvorfor i alverden skal jeg betale for deres effektspidser?</p>
<p>

Der er overordnet set planlagt så meget sol+vind, at kun en brøkdel af det kan bruges til varmepumper, elbiler, datacentre, mv. Det er i hvert fald ikke rentabelt at designe nettet efter peak laster, som kun forekommer få timer om året. Det bør i stedet

For solceller er svaret, at de får en tilslutning på f.eks. 25-50% af spidsproduktionen, og så må de lave brint ud af resten. Resten skulle alligevel laves om til brint.

Om man så gør det sådan, eller man lave en lokal-cluster på Falster, hvor man har stærke ledning til et centralt elektrolyseanlæg, eller man har et brintnetværk ud til hver producent afhænger af, hvad der er billigst. I meget stor skala er brint billigst, men i mindre skala er elforbindelser formentlig billigere.

Så helt basalt siger de, at vi skal betale milliarder og atter milliarder på bordet, fordi sol udbygges mere end oprindeligt forventet?</p>
<p>Hvad med i stedet at begrænse solparkernes adgang til spidseffekter. Dem må de selv æde.</p>
<p>Typisk har solcelleparker en leveret kapacitetsfaktor på omkring 13-15%. Men ved at begrænse inverterne, kan den øges til omkring 30%, så spidseffekterne reduceres markant.</p>
<p>Med andre ord: Stil krav til kapacitetsfaktoren, som leveres til nettet. Om parkerne så vil bruge den overskydende effekt selv, eller lade den gå til spilde, må de selv ligge og rode med. Men hvorfor i alverden skal jeg betale for deres effektspidser?

Det er jo præcis argumenterne for akraft. ;-)

Modargumentet er, at prisen pr. kWh for "land-sol" er det halve af havvind i 2030.

Der kan være lønsomhed i at transportere GW af strøm i 400kV nettet, uden det nogensinde kommer ud i det langt dyrere fintforgrenede net til forbrugerne.

Hvor længe skal vi blive ved med at høre sluder om "flukturerende VE". Det er bragende ligegyldigt om det er flukturerende, så længe der i gennemsnit produceres mere el end der bruges, og overskudet anvendes til at producere fx. brint som kan lagres og anvendes på vindsvage dage. Det er da utroligt at noget så enkelt tilsyneladende er så svært at forstå for så mange på et ingeniør site.</p>
<p>

Det er en grov forsimpling, og derfor er den hånlige tone malplaceret.

Jeg er ikke stor fan af biomasse, men anerkender værdien i at undgå at omdanne el til brint og tilbage til el. Ikke at der er noget i vejen med dette rent pricipielt, men hvis der findes simplere veje, vil de nok være billigere.

Min største bekymring omkring at anvende biomasse på denne måde er, at jeg er i tvivl om det er realitisk at afbrænde X mængde biomasse på mindre end den halve tid, for netop ikke at brænde, når der er nok sol+vind, men kun gøre det, når der ikke er. Her kommer issues med kapacitetsomkostninger og ikke mindst langtidslagring af biologisk aktivt brændsel.

Det muligt, at antal timer det skal køre bliver så lavt, at det er bedre at have et system, som er low CAPEX, high OPEX, såsom gasturbiner født med lagret brint og biogas. Men i så fald er det først om mange år, hvor mængden og den geografiske spredning af produktionkilder sørger for, at der er få timer med "underskud" af sol+vind.

Fra #2:

Hvor længe skal vi blive ved med at høre sluder om "flukturerende VE". Det er bragende ligegyldigt om det er flukturerende, så længe der i gennemsnit produceres mere el end der bruges, og overskudet anvendes til at producere fx. brint som kan lagres og anvendes på vindsvage dage. Det er da utroligt at noget så enkelt tilsyneladende er så svært at forstå for så mange på et ingeniør site.

Jeg gider knapt svare på dit nedladende indlæg og vil derfor primært foreslå, at du genkalder dig dine egne ord en gang i fremtidig mørke og næsten vindstille, hvor både DK og vore nabolande måtte have udskiftet hovedparten af den aktuelle både backup-ydende og konstant producerende (biomasse- + fossile + nukleare) kraftværkskapacitet med fluktuerende kapacitet.

Der er dog det unødigt dyre alternativ til hyppige brown outs, at den fluktuerende kapacitet overdimensioneres med i omegnen af en faktor 5 i forhold det maksimale elforbrug, og kombineres med en hel del backup på - hidtil i særklasse støttekrævende - biogas/-metan, men hvilket samlet set formentlig vil gøre mærkbart indtryk på både vores el- og varmeregninger og/eller trækprocenter. Dette også fordi der vil blive brug for en hel masse ligeledes dyr og tabsbehæftet CCS eller lignende, for at kompensere for den CO2e-emission, der vil være en følge af, at bl..a. den voldsomt overdimensionerede fluktuerende kapacitet både vil skulle fremstilles, opstilles, serviceres og senere skrottes.

”Din” el-til-el-lagring via f.eks. brint er - inkl. dertil ekstra fornøden fluktuerende kapacitet så elektrolysen kan få tilstrækkelig driftstid - formentlig endnu dyrere end nævnte dyre backup baseret på biogas/-metan.

For resten mener jeg ikke noget nedsættende med ordet "fluktuerende". Det er bare en praktisk og retvisende betegnelse på noget, der også er hårdt brug for og udmærket, når kombineret med et passende omfang af både ligeledes produktiv, potentielt CO2e-negativ og på andre måder fordelagtig bio-kraftvarme på gennemsnitlig billig og bortskaffelseskrævende restbiomasse. Det bør ikke være svært at forstå for de fleste på et ingeniør site.

Som alternativ til udveksling af sådanne fornærmelser kan vi måske blive enige om, at nogen snarest bør regne på alternativerne?

Du forudsætter her, at overskuddet anvendes til PtX. Men vi ser tværtimod, at PtX kræver stabil elforsyning.

Er det ikke utroligt: Det er i alt væsentligt el fra solceller, der skal forøges. Og de skal så udbygges med masser af el-transport i Jylland, så der kan eksporteres til Tyskland for cool cash. Og det er jo ved at være sådan, at produktionssteder i jylland, ja helt oppe i Nordjylland, er anlagt af sjællandske energi-virksomheder. Cool cash kan kjøwenhawnerne så anvende til fra Tyskland og/eller Swerige at købe afladsstrøm fra a-kraft-værker eller brunkulsfyr. Hvorfor skal solceller ikke placeres nærmest forbrugssteder?

Det er bragende ligegyldigt om det er flukturerende, så længe der i gennemsnit produceres mere el end der bruges, og overskudet anvendes til at producere fx. brint som kan lagres og anvendes på vindsvage dage.

Stil krav til kapacitetsfaktoren, som leveres til nettet.

Noget lignende kan siges om de store havmølleparker, energiøer og store landvindparker. Få dem dog integgreret med datacentre, elektrolyse osv, så vi slipper for at håndtere effektspidserne i elnettet. De spidser skal aldrig derud, hvor vi forbrugere skal betale for netforstærkninger.

https://ing.dk/artikel/giga-energipark-vestjyske-skal-producere-million-ton-groen-braendstof-aaret-265342#comment-1097517

Artiklen har vist ikke rigtig styr på effekter og energi/år.</p>
<p>"Af AF22 fremgår det, at Danmarks samlede elforbrug stiger til cirka 80 GWh i 2030 og 156 GWh i 2040."</p>
<p>Så vidt jeg ved bruger vi ca 4 til 5GW el, det bliver til 40.000GWh på et år.

Hej Svend

Bare send den slags rettelser til os direkte på mail.

mvh Bjørn

Artiklen har vist ikke rigtig styr på effekter og energi/år.</p>
<p>"Af AF22 fremgår det, at Danmarks samlede elforbrug stiger til cirka 80 GWh i 2030 og 156 GWh i 2040."</p>
<p>Så vidt jeg ved bruger vi ca 4 til 5GW el, det bliver til 40.000GWh på et år.

vilke effekter disse forbindelser kan overføre?

Som tommelfingerregel kan du regne med at de kan overføre ca. 1000A.

Energinet planlægger forskellig udbygning af højspændingsnettet, men de taler kun om forbindelsernes spænding.

Måske stærkstrømmer kender effekterne i disse forbindelserr, men det gør jeg ikke. Kunne de ikke bare engang i mellem skrive hvilke effekter disse forbindelser kan overføre?

Artiklen har vist ikke rigtig styr på effekter og energi/år.

"Af AF22 fremgår det, at Danmarks samlede elforbrug stiger til cirka 80 GWh i 2030 og 156 GWh i 2040."

Så vidt jeg ved bruger vi ca 4 til 5GW el, det bliver til 40.000GWh på et år.

Så helt basalt siger de, at vi skal betale milliarder og atter milliarder på bordet, fordi sol udbygges mere end oprindeligt forventet?

Hvad med i stedet at begrænse solparkernes adgang til spidseffekter. Dem må de selv æde.

Typisk har solcelleparker en leveret kapacitetsfaktor på omkring 13-15%. Men ved at begrænse inverterne, kan den øges til omkring 30%, så spidseffekterne reduceres markant.

Med andre ord: Stil krav til kapacitetsfaktoren, som leveres til nettet. Om parkerne så vil bruge den overskydende effekt selv, eller lade den gå til spilde, må de selv ligge og rode med. Men hvorfor i alverden skal jeg betale for deres effektspidser?

Noget lignende kan siges om de store havmølleparker, energiøer og store landvindparker. Få dem dog integgreret med datacentre, elektrolyse osv, så vi slipper for at håndtere effektspidserne i elnettet. De spidser skal aldrig derud, hvor vi forbrugere skal betale for netforstærkninger.

Hvilke konsekvenser får nedbrud, storm, ulykkke, sabotage eller andet, af 400 kV linier ?

Det er jo ikke svært at markere 20-30 punkter på linierne, eller værre knudepunkter på linierne, og så søge svar på spørgsmålet ?

Er topologien sådan, at hvert forsyningsområde DK1 og DK2 kan tåle een eller to nedbrud uden en meget sort landsdel ?

På kortet ser DK2 absolut værst ud.

Jfr. episode i USA, så er et riffelskud, 200 meter?, tilstrækkeligt til at sætte enhver transformer ud af drift, så ......

fluktuerende VE

Kunne det være en idé at etablere/forny (slutteligt i alt) 3 - 5 GW mere brændselsfleksibel og effektivt backup-ydende biokraftvarme i de store fjernvarmenet? Dvs. i allerede etableret infrastruktur til både el og restvarme, og så der "slutteligt" behøves væsentligt færre (10 - 15 ?) GW af den mere infrastrukturkrævende og (især marginalt set) dårligst udnyttelige fluktuerende VE.

Biokraftvarmen kunne være på primært indenlandsk restbiomasse og/eller begrænset til det - som minimum - CO2e-neutrale (hvor den fluktuerende VE højest kan gøres næsten CO2e-neutral). Jeg har ofte nævnt en række yderligere opnåelige fordele som jeg undlader at gentage her.

Ville det gøre noget, at den grønne omstilling således formentlig ville kunne gennemføres både hurtigere, billigere og mere forsyningssikkert og burde der ikke i det mindste regnes på det?