Holland vil have nationalt brint-net: Rørfører for 5,6 milliarder kroner frem mod 2031

Jeg troede at en af de store fordele ved brint er at man kan producere det decentralt. Altså at man via allerede eksisterende elnet kan få energien i form af el ud til mindre anlæg hvorfra brinten så kan produceres og distribueres lokalt. Er det ikke en forældet tanke at alting skal graves ned hele vejen fra central produktion til den enkelte forbruger?

Decentral produktion er selvfølgelig begrænset af elnettets kapacitet, og kræver at man må optimere produktionen af brint til at være mere fleksibel end den er i dag, for dermed at kunne tilpasse sig perioder med overskydende kapacitet.

Fordelene ved brint (ift. strøm på kabel) er, jf. den kilde ingeniøren selv linker til i artiklen [1]: 1. Du kan transportere væsentlig effekt rundt uden at smadre landskabet (s. 11; "with diameters ranging between 24-48 inch, and will provide 3-13 GW (LHV) transport capacity per pipeline.") 2. Transport er billigt(s. 12; "As shown, the levelised cost of transporting hydrogen through the European Hydrogen Backbone is estimated to be between €0.09-0.17 per kilo of hydrogen per 1000 km"). Det giver derfor mening, at lave brint direkte der hvor du har overskud af strøm og som ikke kan flyttes på kabel.

[1] https://gasforclimate2050.eu/sdm_downloads...

Hvorfor indgår brintlagring i underjordiske saltkaverner ved energiøer ikke i planlægningen? Således at der ved hver energiø er underjordisk brintlagring og landforbindelser i form af elkabler (HVDC) og brintrørnet.

Fremtidig 150GW effekt fra havvindmøller og samme effekt fra solceller en klar og blæsende solskinsdag kan umuligt bruges samtidig i elsystemet?

Alle fabrikanter af kraftværk naturgas turbiner har planer om opdateringer til 100% brint inden 2030 med samme elektriske virkningsgrader som naturgas, altså >30%. Således at de nuværende kraftværker med 100% brint opdaterede gasturbiner kan sørge for stabilisering af elnet og give tilstrækkelige elenergi og varme i fremtidige stille og mørke vinteruger?

Dels er det bedre at have lagring tæt ved forbrugerne end ude midt på havet, og dels lægges energiøerne, hvor der er relativt lavvande i området for at sænke omkostninger til fundamenter. Og så er energiøer meget dyre pr. m2, så der skal være vægtige grunde til at lægge dem der.

Brintlagre er heller ikke farlige, idet brint stiger meget hurtigt til vejrs, og dermed sjældent når at udgøre en fare, med mindre det er indespærret i overdækkede rum.

Dermed ikke sagt, at det kan medtages i overvejelserne, men det er nok ikke blandt de vigtigste aspekter ved placering af energiøer.

En fordel ved at lægge lagere ifbm. en energiø kunne være, hvis øen er forbåndet med flere markeder med flere brintrør på samme tid. En anden (mindre) fordel er, at det er mindre miljøpåvirkende at udskylle salt fra kaverner ude midt på Nordsøen end til f.eks. Limfjorden.

En fordel ved at lægge lagere ifbm. en energiø kunne være, hvis øen er forbåndet med flere markeder med flere brintrør på samme tid. En anden (mindre) fordel er, at det er mindre miljøpåvirkende at udskylle salt fra kaverner ude midt på Nordsøen end til f.eks. Limfjorden.

Brintlagring i saltkaverner i Nordsøen kan have passende beliggenhed ved energiøer med kompressoranlæg etc. på stålplatforme.

Store havvindmøller (2024 - 15MW) og (2030 - 27MW?) vil i Nordsøen have kapacitetsudnyttelse på over 55%. Så hvis de store spidseffekter skal kunne udnyttes, er det nødvendigt med elektrolyseanlæg og brintlagring ved vindmølleparker, som DTU her har angivet nedenfor.

Her er angivet omkostninger (LCOH) for brint inklusive centraliseret elektrolyseanlæg og vandbehandling for havvindmøller til 18kr/kg:

The minimum LCOH (Levelised cost of hydrogen), obtained for offshore electrolysis and hydrogen-driven operation mode, was estimated at 2.4 €/kg, which is competitive with the current costs of grey and blue hydrogen.

Onshore, offshore or in-turbine electrolysis? Techno-economic overview of alternative integration designs for green hydrogen production into Offshore Wind Power Hubs. DTU 2021 https://backend.orbit.dtu.dk/ws/portalfile...

Anlæggene vil skulle placeres ved de store ilandføringer af havmøllestrøm, samt ved energiørne. Især ved energiøerne er der et enormt potentiale, fordi man så kan begrænse de dyre konverteringer mellem AC og DC.

Tager vi som et eksempel 2 GW vindmøller med 5000 fuldlasttimer om året ved energiøen, og kombinerer med 1 GW elektrolyseanlæg, sparer vi noget der ligner 5-10 mia til ilandføring. Der vil så typisk være omkring 3500 "tvungne" fuldlasttimer på elektrolysen og derfor op til 6500 fuldlasttimer på den del af strømmen der sendes videre (det svarer til en kapacitetsfaktor på næsten 70% for ilandføringsstrømmen). Ved lave elpriser, eller høje brintpriser, kan man øge kapacitetsfaktoren på elektrolyseanlægget og sænke det på ilandføringsstrømmen, hvilket er en god fleksibilitet at have - faktisk kan man også opnå det modsatte, nemlig 6500 fuldlasttimer på elektrolysen og 3500 timer på ilandføringen. Det handler om, hvorvidt priserne siger, at der er ilandføringen eller elektrolysen, som skal maksimeres i situationen.

Vi kommer til at lære mere om prisen på gaslagring i Nordsøen, når CO2-lagringen i Sirikanalen kommer i gang. Men mon ikke en lagerpris på et sted mellem 1000-2000 kroner pr tons er realistisk, plus brinttransport til og fra lageret?