KRONIK: Energiøerne er vores fælles Mars-mission

25. november 2021 kl. 10:26272
Energiø
Illustration: Gottlieb Paludan Architects.
Anlægssummen på 210 milliarder kroner ved fuld udbygning af de to øer svarer til fem Storebæltsbroer
Artiklen er ældre end 30 dage

 

Jacob Østergaard er professor og centerleder ved DTU Elektro, og Glenda Napier er CEO i Energy Cluster Denmark Illustration: Privatfoto.

Det er på alle måder epokegørende, når Danmark i 2030 har etableret verdens første energiøer på Bornholm i Østersøen og 80 kilometer ud for Thorsminde i Nordsøen.

De grønne kraftværker på havet indvarsler en ny æra for produktion af energi og bliver en væsentlig del af den grønne omstilling i Danmark og Europa.

Alt ved øerne er allerede stort: Anlægssummen på 210 milliarder kroner ved fuld udbygning af de to øer svarer til fem Storebæltsbroer; og for det beløb får man 12 GW grøn strøm svarende til 12 mio. husstandes strømforbrug.

Artiklen fortsætter efter annoncen

Det er ikke alene beløb og energiproduktion, der sprænger skalaen på energiøerne. Det gør innovationen også. Beslutningen om at etablere verdens første energiøer er modig og visionær. Lykkes vi, vil det sikre Danmark den absolutte førertrøje på anvendelse og udvikling af vedvarende energi i mange år frem, og det kan potentielt blive et nyt, dansk grønt energieventyr af historiske dimensioner.

Men det kræver innovation at forløse potentialet. At udvikle og designe en energiø er ingen triviel opgave. Det er aldrig sket før og kræver, at vi tænker os godt om for at sikre de rette løsninger.

Lige nu er der behov for forskning, udvikling og innovation på mindst tre væsentlige områder:

For det første skal vi sikre, at opbygningen af energiøerne bliver robust. Øerne skal levere stabil og pålidelig strøm til elnettet, men det er ikke nok. Vi skal udvikle løsninger og avancerede software-modeller, så systemerne bliver i stand til at modstå ekstreme eller sjældne hændelser, herunder cyberangreb, der i stadig større grad hører til dagens uorden.

Artiklen fortsætter efter annoncen

Det kræver nye tilgange, så energiøernes kompleksitet ikke fører til fejl i designet eller resulterer i så store sikkerhedsmarginer, at omkostningerne til udvikling og drift bliver langt større end nødvendigt.

Netop det økonomiske attraktive er det andet område, vi skal have for øje. Vi skal allerede nu overveje, hvordan vi eksempelvis kan udvikle nye elektriske komponenter til de havvindmøller, der skal indgå i energiøerne. Møllerne er ikke som de nuværende koblet direkte til vores elnet og behøver derfor ikke leve op til de samme strenge krav. Alene den øvelse vil kunne spare adskillige milliarder kroner.

På samme måde skal vi gennemgå de øvrige elementer på energiøerne som f.eks. transformere, HVDC-forbindelser og mulighed for eventuelle power-to-x-anlæg for i hvert enkelt tilfælde at kunne vurdere, hvordan løsningerne skrues sammen mest fornuftigt og økonomisk attraktivt.

Endelig skal vi for det tredje sikre, at de udviklede løsninger ikke blot lever op til de standarder og teknologiske muligheder, vi kender i dag. Vi skal sørge for, at de er fremtidssikrede, så de kan fungere som den rette basis, når vi om et par år får ny viden og nye muligheder, og så de kan udvides og kobles sammen med flere fremtidige øer.

Effektelektronik, intelligent digital styring og indretningen af elmarkedet gennemgår i disse år en kæmpe udvikling, og der er ingen tvivl om, at vi inden længe vil stå med nye avancerede løsninger, der langt bedre lever op til de krav, energiøerne stiller.

Der er ikke mange år, til energiøerne skal stå færdige. Det er derfor bare om at komme i gang. I vores øjne ligger det lige til højrebenet at bruge den første af energiøerne, Bornholm, som levende testlaboratorium for de nye løsninger, der skal udvikles.

Bornholm er interessant, fordi øen allerede ligger der, og vi kan komme hurtigt i gang. Derudover har Bornholm den meget store fordel, at det er en ø, som vi let kan komme til og komme rundt på, ligesom den har alle de samfundsstrukturer, der gør det let at arbejde der. Anderledes må det forventes at være med den kommende energiø i Nordsøen, der kræver helikoptertransport, clearing af adgangstilladelser og barske arbejdsbetingelser på dage med hårdt vejr.

På Bornholm har vi alle muligheder for at kunne teste forskellige konstellationer og styringsmetoder i et miljø, der er fleksibelt og vant til at fungere som levende energilaboratorium. Når løsningerne først er udviklet på Bornholm, vil det være muligt efterfølgende at kopiere dem både til energiøen i Nordsøen og til andre fremtidige energiøer i Danmark og udlandet.

Alt er klart, så lad os komme i gang. De første test og opstillinger kan foretages allerede nu og sikre det tempo og niveau i innovationen, der er nødvendigt for at få energiøerne på plads, så de kan bidrage til den presserende grønne omstilling.

272 kommentarer.  Hop til debatten
Debatten
Log ind eller opret en bruger for at deltage i debatten.
settingsDebatindstillinger
272
27. december 2021 kl. 05:22

BN-800, producerer strøm når der er behov for det og kan som GIV HTGR direkte konvertere varme til PtG med meget høj effektivitet når der ikke er behov for strøm, eller levere fjernvarme, der er frit slag i frikadelledejen. Det er egentligt ligemeget hvor meget Thor udbudsvinderen skal betale til staten, hvis staten skal betale meget mere for backup, vindmøller er nemlig ikke BN.-800.

@ Jesper

Det er et fint argument for at din egen påstand om kapacitetsfaktor ikke er korrekt. Der er nemlig ikke behov for 100% produktion i 100% af tiden, fordi behovet for el cirka varierer med en faktor 2. Tilsvarende med varme, hvor affaldsforbrænding stort set dækker behovet om sommeren i alle de større byer. Så forklar hvordan du vil nå en kapacitetfaktor på 92,6% i det nuværende danske energisystem ? Med atomkraft ca 1/3 dyrere end vind, så er der masser af råderum til back-up. En back-up der for en stor dels vedkommende allerede er tilstede eller vil kunne bygges med lave capex omkostninger. Og sammenholdt med at atomkraft også behøver back-up, så er de nuværende atomkraftteknologier simpelthen ikke konkurrencedygtige i Danmark og mange andre steder i verden. Vi skal andre veje https://ida.dk/om-ida/klimasvar

271
27. december 2021 kl. 00:54
270
27. december 2021 kl. 00:46

@ Jesper</p>
<p>Du må leve af at holde geder :-)</p>
<p>Men du har altså stadig ikke forstået, at skal man forsyne ind i det danske energisystem, så får man ikke med atomkraft en fortrinsstilling til at producere "grundlast" eller kun ca. 45 % af det årlige behov og tilmed til en højere pris end der i i store dele af disse perioder er markedsprisen. Og det er den eneste måde du ville kunne nå 92,6% kapacitetsfaktor på. Ellers havner du nede på 37-45% kapacitetsfaktor. Alt efter om du medregner udlandsforbindelser eller ser på det som "ø-drift" For nok har atomkraft en lav marginalepris, men både sol og vind har trods alt en endnu lavere. Og ja - så er der kalkulationsrenten. Den har jeg slet ikke regnet med. Men det er også kendt at der er en markant højere rente ved privat finansiering af atomkraft.</p>
<p>Og det er præcis også det du vil kunne se på side 6-7 i IEA´s seneste rapport fra 2020 (dit eget link) I mellemtiden er sol/vind så faldet yderligere og atomkraft er stadig stagneret.</p>
<p>Og så kan vi lige samle op på den med ilandføringsforbindelser, der som bekendt er indeholdt i prisen ved udbudsprisen ved seneste udbud på Thor vindmølleparken. Og alligevel betaler vinderen ~2,8 milliarder til staten. Det er med garanti ikke sket ved etableringen af noget atomkraftværk i den vestlige verden.

BN-800, producerer strøm når der er behov for det og kan som GIV HTGR direkte konvertere varme til PtG med meget høj effektivitet når der ikke er behov for strøm, eller levere fjernvarme, der er frit slag i frikadelledejen. Det er egentligt ligemeget hvor meget Thor udbudsvinderen skal betale til staten, hvis staten skal betale meget mere for backup, vindmøller er nemlig ikke BN.-800.

269
26. december 2021 kl. 21:12

Electricity produced from nuclear long-term operation (LTO) by lifetime extension is highly competitive and remains not only the least cost option for low-carbon generation - when compared to building new power plants - but for all power generation across the board.

Jesper Ørsted > kan du ikke prøve at forklare, hvad der helt præcist menes med vendingen

nuclear long-term operation (LTO) by lifetime extension

Long time operation ; er det 100 % i årevis?

Lifetime extension ; menes der levetidsforlængelse af eksisterende værker eller menes nye værker ?

267
26. december 2021 kl. 18:48

Oveni udbudspriserne skal lægges de meget dyre ilandsføringsomkostninger, såvelsom backup omkostninger. Og så er markedsrenten præcis den samme, hvis staten går ind og låner pengene, på vilkår hvor staten tjener penge.

Nu tjener netselskaberne så penge på ilandføringskablerne fra energiøen, via flaskehalsindtægterne (forskellige elpriser i forskellige lande). Så det problematik er ikke aktuel for energiøen.

Thor havmølleparken er et udbud, hvor opstiller selv skal betale for ilandføring af strømmen, plus at der skal betales for en 1 GW forbindelse på land (720 mio kroner). Alligevel betaler opstiller 2,8 milliarder kroner til statskassen via CfD-betaling..

Du kan snakke rapporter så tosset du vil, men kendsgerningen er, at havvind betaler penge til statskassen via CfD, hvorimod KK koster statskassen penge i UK. Det er i den virkelige verden, med virkelige markedsrenter.

Hvad skulle være begrundelsen for at foretrække statsgarantier i finansieringen af KK? Hvorfor skal vi skatteydere påtage os en risiko, som markedet plejer at tage?

268
26. december 2021 kl. 18:49

Så er den ged barberet!

@ Jesper

Du må leve af at holde geder :-)

Men du har altså stadig ikke forstået, at skal man forsyne ind i det danske energisystem, så får man ikke med atomkraft en fortrinsstilling til at producere "grundlast" eller kun ca. 45 % af det årlige behov og tilmed til en højere pris end der i i store dele af disse perioder er markedsprisen. Og det er den eneste måde du ville kunne nå 92,6% kapacitetsfaktor på. Ellers havner du nede på 37-45% kapacitetsfaktor. Alt efter om du medregner udlandsforbindelser eller ser på det som "ø-drift" For nok har atomkraft en lav marginalepris, men både sol og vind har trods alt en endnu lavere. Og ja - så er der kalkulationsrenten. Den har jeg slet ikke regnet med. Men det er også kendt at der er en markant højere rente ved privat finansiering af atomkraft.

Og det er præcis også det du vil kunne se på side 6-7 i IEA´s seneste rapport fra 2020 (dit eget link) I mellemtiden er sol/vind så faldet yderligere og atomkraft er stadig stagneret.

Og så kan vi lige samle op på den med ilandføringsforbindelser, der som bekendt er indeholdt i prisen ved udbudsprisen ved seneste udbud på Thor vindmølleparken. Og alligevel betaler vinderen ~2,8 milliarder til staten. Det er med garanti ikke sket ved etableringen af noget atomkraftværk i den vestlige verden.

266
26. december 2021 kl. 18:32

Det er der iæsr to årsager til:</p>
<p>De anvender priser for havvind, som er højere end dem vi opnår i danske udbud
De lader som om markedsrenten for havvind og KK er den samme. Det er den ikke.
Når det gælder energiøen, bliver havvind endnu billigere, ligesom den gør brintproduktion ved elektrolyse markant billigere.

Oveni udbudspriserne skal lægges de meget dyre ilandsføringsomkostninger, såvelsom backup omkostninger. Og så er markedsrenten præcis den samme, hvis staten går ind og låner pengene, på vilkår hvor staten tjener penge.

265
26. december 2021 kl. 18:26

@ Jesper</p>
<p>Hvordan kan det være at du ikke kan læse ? IEA angivet meget tydeligt, at ved en realistisk kapacitetsfaktor er ny atomkraft ca 30 $/MWh dyrere end havvnd Det er selvfølgelig også derfor, at der på verdensplan er langt større interesse for at etablere vind end atomkraft. og vindkraft allerde har overhalet atomkraft <a href="https://www.bp.com/content/dam/bp/business..">https://www.bp.com/conten…;.

Fra IEA rapporten:

Nuclear thus remains the dispatchable low-carbon technology with the lowest expected costs in 2025. Only large hydro reservoirs can provide a similar contribution at comparable costs but remain highly dependent on the natural endowments of individual countries. Compared to fossil fuel-based generation, nuclear plants are expected to be more affordable than coal-fired plants. While gas-based combined-cycle gas turbines (CCGTs) are competitive in some regions, their LCOE very much depend on the prices for natural gas and carbon emissions in individual regions. Electricity produced from nuclear long-term operation (LTO) by lifetime extension is highly competitive and remains not only the least cost option for low-carbon generation - when compared to building new power plants - but for all power generation across the board.

Så er den ged barberet!

264
26. december 2021 kl. 18:26

Hvordan kan det så være, at EIA i deres 2020 beregninger viser at KK er billigere end havvind ved samtlige rentesatser 3-10%? Og mht udenlandsforbindelser til havs

Det er der iæsr to årsager til:

  1. De anvender priser for havvind, som er højere end dem vi opnår i danske udbud
  2. De lader som om markedsrenten for havvind og KK er den samme. Det er den ikke.

Når det gælder energiøen, bliver havvind endnu billigere, ligesom den gør brintproduktion ved elektrolyse markant billigere.

263
26. december 2021 kl. 18:11

Hvordan kan det så være, at EIA i deres 2020 beregninger viser at KK er billigere end havvind ved samtlige rentesatser 3-10%?

@ Jesper

Hvordan kan det være at du ikke kan læse ? IEA angivet meget tydeligt, at ved en realistisk kapacitetsfaktor er ny atomkraft ca 30 $/MWh dyrere end havvnd
Det er selvfølgelig også derfor, at der på verdensplan er langt større interesse for at etablere vind end atomkraft. og vindkraft allerde har overhalet atomkraft https://www.bp.com/content/dam/bp/business-sites/en/global/corporate/pdfs/energy-economics/statistical-review/bp-stats-review-2021-full-report.pdf

261
26. december 2021 kl. 17:42

Og væn dig til det: KK har ikke en chance i en økonomisk sammenligning mellem energiøen og KK.

Hvordan kan det så være, at EIA i deres 2020 beregninger viser at KK er billigere end havvind ved samtlige rentesatser 3-10%? Og mht udenlandsforbindelser til havs: De er utroligt dyre og deres udnyttelsesgrad bliver særdeles lav, der kommer kun til at løbe strøm i kablerne, når der er et overskud vi skal af med, så sandsynligheden for at de nogensinde kommer til at betale sig selv hjem er ikke eksisterende.

259
26. december 2021 kl. 17:36

@ Jesper</p>
<p>Så er du IGEN igang med dine egne urealistiske forudsætninger. Du kan IKKE nå 92,6% kapacitetsfaktor, og samtidig hævde at ville forsyne 100%

Det har jeg aldrig påstået, men KK kan præcist ligesågodt som havvind producere PtX eller PtG: HTGR 4. generations reaktorer, som den russiske BN-800, de vil være særdeles fleksible, idet de kan producere strøm, når der er behov for det eller direkte producere brint med varme med svovl-jod cyklussen:

  1. I2 + SO2 + 2 H2O varme → 2 HI + H2SO4 (120 °C)
  2. 2 H2SO4 varme → 2 SO2 + 2 H2O + O2 (830 °C)
  3. 2 HI varme → I2 + H2 (450 °C)

Netto-reaktion: 2 H2O → 2 H2 + O2

257
26. december 2021 kl. 16:52

(LCOE) have været 35,3 øre/kWh(Levetid/rentesats/løbetid/KF: 60/2/40/92,6)

Det er absurd at anvende en rentesats på 2%, når markedskravet til KK ser ud til at være 9% (Hinkley Point, dog ender det nok snarere omkring 6% med diverse forsinkelser og fordyrelser).

Energiøen ligger på 31,39 øre/kWh(25/2/20/47,7

Det er en helt "i hegnet" beregning, som du der kommer med. Det ligger ikke helt klart, hvor man lægger skillelinien mellem havmølleparker og udlandsforbindelser i energiøprojektet, men et oplagt bud vil være omkring 150 mia til havmølleparkerne og omkring 60 mia til udlandsforbindelserne. Indregner vi 20 mia i billigere vindmøller pga lavere krav til netkvalitet ude på energiøen, falder udgifterne til havmølleparkerne til omkring 130 mia.

Udlandsforbindelserne finansieres via flaskehalsindtægter, men vil formentligt opnå en forrentning i omegnen af 8%. Antager vi at halvdelen ejes af eneginet, betyder det en besparelse på danskernes årlige nettariffer på elregningen på 2,4 mia kroner om året.

Man kan godt lave en "konservativ beregning på rentabiliteten på havmølleparkerne. Vælger vi de 130 milliarder kroner som det realistiske tal, og antager en levetid på 30 år, samt opex på 4,5 mia om året, en elpris på 30 øre/kWh og 4900 fuldlasttimer om året, bliver den interne rente (1% inflation p.a) på 7,8%.

Anvender vi en kalkulationsrente på 4% (som synes at være den der er blevet benyttet ved Thor udbudet), bliver nutidsværdien af havmølleparkerne på 70,7 mia kroner, som så ville være den maksimale CfD-betaling, som opstillerne ville acceptere at betale til staten for at vinde udbudsrunderne.

Bemærk, at markedet opfatter KK som en langt mere usikker investering end havmølleparkerne (med god grund, hvis vi ser på den historiske track-record), så de forlanger en højere rente for KK end for havmølleparker.

Lcoe-priser er en teoretisk størrelse, som ikke er voldsomt interessant i en situation, hvor havmølleparkerne subsidierer staten. Men den ligger på 22,7 øre/kWh i en beregning med 4% kalkulationsrente for havmøllerne, i ovennævnte beregning.

Husk lige at regne lidt realistisk, hvis du gerne vil regne. Min beregning er kun illustrativ, da jeg ikke et øjeblik tror på, at det ville blive det projekt man ender med at lave ude i Nordsøen. Der vil man gå efter at kombinere havmøller med PtX, fordi det ganske enkelt giver en bedre forrentning.

Og væn dig til det: KK har ikke en chance i en økonomisk sammenligning mellem energiøen og KK.

256
26. december 2021 kl. 16:12

Nu er der så også en meget betydelig mængde udlandskapacitet med i de 210 milliarder, som formentligt vil spare de danske elforbrugere for 2-3 milliarder kroner om året i nettariffer, hvilket vel også er værd at tage med. Piller vi dem ud af ligningen, er der omkring 130 mia tilbage - Det kan man vel få 2,5 GW KK for?

Udlandskapaciteten bygges her som dyre havkabelforbindelser og ville være ganske udnødvendige, hvis ikke man byggede energiøen. Hvis en kapacitetsudbygning på udlandsforbindelserne er nødvendig, så vil det være langt billigere over land, hvorfor at du ikke kan trække 80 mia kr fra.

255
26. december 2021 kl. 15:41

Nu er der så også en meget betydelig mængde udlandskapacitet med i de 210 milliarder, som formentligt vil spare de danske elforbrugere for 2-3 milliarder kroner om året i nettariffer, hvilket vel også er værd at tage med. Piller vi dem ud af ligningen, er der omkring 130 mia tilbage - Det kan man vel få 2,5 GW KK for?</p>
<p>Hvorfor overhovedet sammenligne med KK, som hverken er relevant for tråden eller Danmark? Og skulle man endelig sammenligne, burde man vel bruge realistiske priser, som lande omkring os faktisk kan opnå?

Jamen vi kan da sagtens bruge urealististiske priser: OL3, der lige har startet produktionen kostede TVO 25.625.000 kr/MW, Areva betalte halvdelen, fordi det var en prototype/pilotprojekt. Men hvis TVO skulle have betalt alle udviklingsomkostningerne selv, så havde prisen været den dobbelte: 51.250.000 kr/MW og så ville livstidsomkostningerne (LCOE) have været 35,3 øre/kWh(Levetid/rentesats/løbetid/KF: 60/2/40/92,6). Energiøen ligger på 31,39 øre/kWh(25/2/20/47,7, det er ganske vist lidt billigere, men grundet standardafvigelsen i elproduktionen er langt højere for vindproduktion, så vil behovet for backup være langt større. Hertil kommer at KKs materialeforbrug og CO2 udledning er lavere end havvind, mao. en grønnere energi.

253
26. december 2021 kl. 08:14

Hej Stig Libori

Enig, det bliver lidt uklart når du pludselig forklarer at der blive masser af eksport og import; hvad det har med snakken at gøre.</p>
<p>Men hovedundringen skyldes nu din snak om hvornår offshore elektrolyse forventes at producere.</p>
<p>Det ville nok også være lettere at forstå, hvis du lagde mærke til, hvad jeg rent faktisk skriver....

Jeg læser præcist hvad du skriver, hvad der f.eks fører frem til et rimelig simpelt spørgsmål om "fast udgift" i citationstegn og din forventning om H2 produktion og eksport baseret på marginale del af elproduktionen, hvorefter dit svar med en forklaring om at der blive masser af eksport og import ikke giver indlysende mening og kun åbner for flere spørgsmål.

251
25. december 2021 kl. 23:09

Men der er jo så stadig væk tale om at man kan få 7 GWe nuklear energi for de samme penge (30 mio kr/ MWe) .....Det forholder du dig ikke til.

Nu er der så også en meget betydelig mængde udlandskapacitet med i de 210 milliarder, som formentligt vil spare de danske elforbrugere for 2-3 milliarder kroner om året i nettariffer, hvilket vel også er værd at tage med. Piller vi dem ud af ligningen, er der omkring 130 mia tilbage - Det kan man vel få 2,5 GW KK for?

Hvorfor overhovedet sammenligne med KK, som hverken er relevant for tråden eller Danmark? Og skulle man endelig sammenligne, burde man vel bruge realistiske priser, som lande omkring os faktisk kan opnå?

250
25. december 2021 kl. 23:06

Se <a href="https://politiken.dk/klima/art8090119/Pris..">https://politiken.dk/klim…;
<p>Samt andre kilder der har tilsvarende tal...</p>
<p>Jeg er enig i, at der står meget sludder i aviser. Men hvis man gerne vil vide, hvilken pris COWI når frem til, er det nok bedre at konsultere COWI's rapport, i stedet for en i dette tilfælde tvivlsom avisartikel. Det link har jeg allerede givet, så jeg antager, at du er lidt ligeglad med den rapport...

Tjah du må jo selv vide hvad regeringen har udtalt - du lyder jo som om du er godt inde i mange tekniske detaljer...

I regeringens plan fra Februar 2021 står der:

"• De samlede investeringer ved udbygning til 10 GW for øen på, infrastruktur og tilknyttede havvindmølleparker bliver ca. 210 mia. kr. svarende til op til 5 Storebæltsbroer og ca. 4 Femern-bælt-forbindelser."

OK. det er så hele molevitten der koster 210 mia kr (inklusive vindmølleparker med infrastruktur) . og ikke bare energiøen.

Men der er jo så stadig væk tale om at man kan få 7 GWe nuklear energi for de samme penge (30 mio kr/ MWe) .....Det forholder du dig ikke til. Dette perspektiv ødelægger jo de fine planer for Vindkraft som konkurrencedygtig energiform. Man kunne langt mere effektivt bruge nukleare anlæg til at levere varme og el til PtX, brint mm samt stabil elforsyning. Bemærk også at de 7 GWe fra nukleare anlæg jo skal sammenlignes med Vindkraftinstallationer med rundt regnet dobbelt kapacitet (da vindmøller jo kun snurrer ca halvdelen af tiden).

Men det skriver COWI vel ikke noget om i deres fine energiørapport...

247
25. december 2021 kl. 21:42
246
25. december 2021 kl. 21:13

Hej Stig Libori

Jeg synes jeg fra starten har været meget tydelig vedrørende, at det jeg taler om er elektrolyse på platforme ude i havmølleparkerne i relation til energiøen. Ikke andre cases med elektrolyse.

Enig, det bliver lidt uklart når du pludselig forklarer at der blive masser af eksport og import; hvad det har med snakken at gøre.

Men hovedundringen skyldes nu din snak om hvornår offshore elektrolyse forventes at producere.

244
25. december 2021 kl. 20:52

Jeg tror ikke at nogen havde fået det indtryk t H2 skulle flyde ud til vindmøllerne.</p>
<p>Diskussionen handler om hvornår H2 produktionen vil køre, som marginal produktion eller ikke.

Jeg synes jeg fra starten har været meget tydelig vedrørende, at det jeg taler om er elektrolyse på platforme ude i havmølleparkerne i relation til energiøen. Ikke andre cases med elektrolyse.

Der er en lang række ting, som bliver anderledes ude i havmølleparken ved energiøen.

243
25. december 2021 kl. 19:40

Hej Stig Libori

Hvilket så må betyde at man aldrig vil bruge H2 produktion og eksport til at dække den flukturerende del af produktionen, men som baseload.</p>
<p>Der vil da blive masser af eksport og import. Men ikke mellem havmølleparkerne og energiøen. Der flyder brinten kun en vej.

Jeg tror ikke at nogen havde fået det indtryk t H2 skulle flyde ud til vindmøllerne.

Diskussionen handler om hvornår H2 produktionen vil køre, som marginal produktion eller ikke.

242
25. december 2021 kl. 19:31

Vrøvl!</p>
<p>Astravets, Hviderusland: 28.526.000 kr/MW

Det er nogen spændende tal så tak for det. Hvis Fynboer turde kunne 55000 kr købe en Kw el og to kWte ala Hinkley. Brændselskift om sommeren. Havmølleriet med kapacitetsfaktor ca.5 vil kræve mindst 6 nok snarere 8 kW a 20000 for at kunne yde samme el og varme om vinteren hvor det gælder. Er vore politikere talblinde?

241
25. december 2021 kl. 19:05

Hej Jesper Ørsted

Astravets, Hviderusland: 28.526.000 kr/MW

Endnu engang er du tvunget til, at nævne et russisk anlæg for at argumentere for atomkrafts konkurrencedygtighed, selvom du påstår det modsatte:

Når jeg nævner kinesisk og russisk kernekraft, er det fordi det er der man bygger kernekraft i dag.

Igen må man overveje hvorfor atomkraftagitatorer er så forhippede på at købe fra lande vi ikke har lyst til at være afhængige af.

Udover det er Astravets et godt eksempel på atomkraft korruption, relation til ubehagelige diktaturer, brud på aftaler og almindelig roderi.

https://en.wikipedia.org/wiki/Astravets_Nuclear_Power_Plant

238
25. december 2021 kl. 13:14

Det er en "fast udgift" i den specielle case ved energiøerne, hvor der er overkapacitet fra parken til energiøen.</p>
<p>Hvilket så må betyde at man aldrig vil bruge H2 produktion og eksport til at dække den flukturerende del af produktionen, men som baseload.

Der vil da blive masser af eksport og import. Men ikke mellem havmølleparkerne og energiøen. Der flyder brinten kun en vej.

Så snart man når til energiøen, ændrer situationen sig, fordi den sikkert vil blive benyttet som en PtX og CO2 hub.

236
25. december 2021 kl. 10:08

Olieindustrien placerer gladeligt tunge kompressorer ude på havet

Men de har jo ikke noget valg. I havmølleparkerne er valget, om det er billigst at betale lidt ekstra for brintrør ind til energiøen, eller om det er billigst med mindre rør, men til gengæld med kompressorer ude i havmølleparkerne? Jeg kan ikke sige det med sikkerhed, men min fornemmelse er, at det er billigst at undgå kompressorerne indtil energiøen. Det kan også vise sig billigst med dyrere rør i parkerne tættest på energiøen, men billigst med kompressorer i parkerne længst fra øen.

Jeg definerer fast og variabel på samme måde som alle andre. Men når rørene først ligger der, er de stort set gratis at bruge (idet jeg antager, at ejeren af elektrolyseanlæg i havmølleparken selv ejer rørene ind til energiøen), så i den forstand er brintrør en fast udgift.

235
25. december 2021 kl. 07:06

Hej Stig Libori

Ok, min antagelse bygger på, at 36" vil være den relevante standardstørrelse, for at undgå tunge kompressorer ude på havet.

Olieindustrien placerer gladeligt tunge kompressorer ude på havet, når den skal sende gas til land. Hvd er den principielle forskel?

Det er en "fast udgift" i den specielle case ved energiøerne, hvor der er overkapacitet fra parken til energiøen.

Da du sætter fast udgift i citationstegn, en fast udgift er fast uanset case og dine andre betragtning er lidt vanskelig at sætte ind i en vanlig økonomiske model, så jeg overvejer at du måske definerer fast udgift på en anden måde end vanligt. Hvordan er din definition

234
24. december 2021 kl. 23:02

Se <a href="https://politiken.dk/klima/art8090119/Pris..">https://politiken.dk/klim…;
<p>Samt andre kilder der har tilsvarende tal...

Jeg er enig i, at der står meget sludder i aviser. Men hvis man gerne vil vide, hvilken pris COWI når frem til, er det nok bedre at konsultere COWI's rapport, i stedet for en i dette tilfælde tvivlsom avisartikel. Det link har jeg allerede givet, så jeg antager, at du er lidt ligeglad med den rapport...

233
24. december 2021 kl. 22:59

I dag fås trykbærende rør i alle mulig dimensioner, trykklsser og kvaliteter, hvad bygger du din antagelse om èn dimension " til den tid" på?

Ok, min antagelse bygger på, at 36" vil være den relevante standardstørrelse, for at undgå tunge kompressorer ude på havet. Jeg har ikke lavet en egentlig analyse af, om mindre rørdimensioner sammen med tryksætning ude på havet kunne være billigere, men jeg tvivler ret meget på det, fordi vægt koster ude på havet.

Hvordan når du frem til betragtningen om, at eksport af H2 er en fast udgift hvor eksport af el er en variabel udgift?

Det er en "fast udgift" i den specielle case ved energiøerne, hvor der er overkapacitet fra parken til energiøen. Fra energiøen til et brintlager i sandstensformation vil der derimod ikke eære overkapacitet, så her koster ekstra kapacitet, naturligvis.

232
22. december 2021 kl. 03:24

Se: <a href="https://world-nuclear.org/information-libr..">https://world-nuclear.org…;
<p>med citat:</p>
<p>"Nuclear overnight capital costs in OECD ranged from $1556/kW for APR-1400 in South Korea through $3009/kW for ABWR in Japan, $3,382/kW for Generation III+ in the USA, $3860/kW for EPR at Flamanville in France to $5863/kW for EPR in Switzerland, with a world median of $4100/kW. Belgium, Netherlands, Czech Republic and Hungary were all over $5000/kW. In China overnight costs were $1748/kW for CPR-1000 and $2302/kW for AP1000, and in Russia $2933/kW for VVER-1150. EPRI (USA) gave $2970/kW for APWR or ABWR, Eurelectric gave $4724/kW for EPR. OECD black coal plants were costed at $807-2719/kW, those with carbon capture and compression (tabulated as CCS, but the cost not including storage) at $3223-5811/kW, brown coal $1802-3485, gas plants $635-1747/kW and onshore wind capacity $1821-3716/kW. (Overnight costs were defined here as EPC, owners' costs and contingency, but excluding interest during construction)."

@ NVJ

Din kilde er en interesseorganisation, og ikke med tal for ny atomkraft i Europa. Så spørgsmålet er stadig: hvor kan man få det i Europa? At din kilde så også allerede i første afsnit kommer med en påstand der går direkte imod hvad IEA skriver, gør jo heller ikke kilden mere troværdig. Se side 7 og sammenhold med danske forhold, og du vil se at ny atomkraft er helt oppe på en pris omkrig 100$/MWh, hvor vind ligger væsentlig lavere. https://www.iea.org/reports/projected-costs-of-generating-electricity-2020?fbclid=IwAR0Newy3W3Nen0vEM3Mzf-sCMHNqO2qxxBTUOSJCG45bPWTeQFGEZgHp4zs

231
22. december 2021 kl. 00:34

hvor man kan få moderne Akraft for 30 mio kr per 1MWe).</p>
<p>@NVJ</p>
<p>Hvor kan du få det i Europa ? Mest optimistiske er tjekkiske Ducovany med knapt 40 mio kr pr MW. Og det er kun projektprisen.

Se: https://world-nuclear.org/information-library/economic-aspects/economics-of-nuclear-power.aspx

med citat:

"Nuclear overnight capital costs in OECD ranged from $1556/kW for APR-1400 in South Korea through $3009/kW for ABWR in Japan, $3,382/kW for Generation III+ in the USA, $3860/kW for EPR at Flamanville in France to $5863/kW for EPR in Switzerland, with a world median of $4100/kW. Belgium, Netherlands, Czech Republic and Hungary were all over $5000/kW. In China overnight costs were $1748/kW for CPR-1000 and $2302/kW for AP1000, and in Russia $2933/kW for VVER-1150. EPRI (USA) gave $2970/kW for APWR or ABWR, Eurelectric gave $4724/kW for EPR. OECD black coal plants were costed at $807-2719/kW, those with carbon capture and compression (tabulated as CCS, but the cost not including storage) at $3223-5811/kW, brown coal $1802-3485, gas plants $635-1747/kW and onshore wind capacity $1821-3716/kW. (Overnight costs were defined here as EPC, owners' costs and contingency, but excluding interest during construction)."

229
21. december 2021 kl. 08:33

Hej Stig Libori

Jeg antager, at der ikke vil været andet end 36" brintrør tilgængelige til den tid,

I dag fås trykbærende rør i alle mulig dimensioner, trykklsser og kvaliteter, hvad bygger du din antagelse om èn dimension " til den tid" på?

Selv hvis brintforbindelsen var lige så dyr som de elkabler den sparer på havet, ville elektrolyse på havet stadig kunne være en bedre forretning, fordi brintrør er en fast udgift, mens el er en variabel udgift, så elektrolyseanlægget ville få flere driftstimer på havet.

Hvordan når du frem til betragtningen om, at eksport af H2 er en fast udgift hvor eksport af el er en variabel udgift?

Hvisvovenstående betragtning er korrekt vill man aldrig bruge H2 produktion og eksport til at dække den flukturerende del af produktionen, men som baseload. Du har tidligere argumenteret for det modsatte, kan du uddybe dette?

Du skriver endvidere at elektrolyse på havet er en bedre forretning, jeg forstår på din sætningopbygning at det er en bedre forretning end eleksport. Hvis den antagelse er korrekt, hvorfor skulle man så eksportere el?

228
19. december 2021 kl. 19:37

Når man designer en pipeline vil man selvfølgelig optimere den i forhold til den mængde der skal eksporteres.

Jeg antager, at der ikke vil været andet end 36" brintrør tilgængelige til den tid, hvilket letter optimeringen en hel del. De kan håndtere 10 GW ved fuldt tryk, men da de kun vil skulle håndtere omkring 1 GW ind til energiøen, kan man køre med stærkt reduceret tryk (faktisk et tryk, som elektrolysecellerne selv kan levere).

Hele din trykoptimering bliver først relevant, når brinten når ind til energiøen, hvor der vil være behov for mere traditionel optimering.

Kommer der mod forventning hurtigt mindre dimensioner af brintrør på markedet, vil det være relevant at overveje vægtningen mellem udgifter til rør og pumper ude i parkerne.

Der kommer også elektrolyse på land, men her vil elektrolyseanlægget skulle betale langt mere for strømmen, fordi elektrolyseanlægget ikke sparer kabelforbindelser for vindmølleejerne, sådan som de gør på havet. Selv hvis brintforbindelsen var lige så dyr som de elkabler den sparer på havet, ville elektrolyse på havet stadig kunne være en bedre forretning, fordi brintrør er en fast udgift, mens el er en variabel udgift, så elektrolyseanlægget ville få flere driftstimer på havet.

227
18. december 2021 kl. 09:10

Hej Stig Libori

Hvis jeg kombinerer de to udsagn og mine tolkning herpå får jeg at dit koncept skal den semilokale hydrolyse ligge ovenpå en elforbindelse og håndtere en marginal produktion. Er det korrekt forstået?</p>
<p>Totalt forventer jeg et overskrevet rotorareal ved øen fra summen af vindmøllerne end COWI gør, hvilket gør, at der kan komme mere strøm igennem ved 10 GW elnet end i COWI's model: Kablerne får højere kapacitetsfaktor.</p>
<p>Men jeg forventer også en højere specifik rotoreffekt. De to ting tilsammen giver plads til masser af elektrolyse af spidseffekterne med en fornuftig kapacitetsfaktor (det vi kunne kalde tvungen elektrolyse),

Jeg forstår dit svar at jvf dit koncept skal den semilokale hydrolyse ligge ovenpå en elforbindelse, men ikke udelukkende håndtere den marginale produktion, men også være en optimering af og H2 eksport.

Det bringer mig tilbge din analyse på prisen på H2- vs el-eksport.

Du skriver:

Fordi der er overkapacitet i brintrør, er der ikke den samme sammenhæng for brinten. Når de først er der, er det gratis at øge spidseffekten (indtil kapacitetsgrænsen, naturligvis).

Konceptet er ikke bygget og brintrørene er der ikke. Når man designer en pipeline vil man selvfølgelig optimere den i forhold til den mængde der skal eksporteres. En faktor for pipeline design er blandt andet hastigheden og dermed trykfaldet og dermed energiforbruget til kompressoren. Dermed kan man argumentere at en pipeline, der skal håndtere en flukturende produktion kan "underdimensioneres" i forhold til maks produktion. Men uanset vil der være en optimal størrelse og dermed en pris, så man ikke gratis øge spidseffekten.

Hvilket bringer os tilbage til pris for en elforbindelse vs pris for H2 pipeline plus differensen i elektrolyse offshore og elektrolyse onshore.

226
16. december 2021 kl. 10:35

Der er 20 mia (ca 20% af vindmøllernes pris) at spare på, hvis de ikke behøver leve op til standarderne for strømkvalitet i land, før strømmen når energiøerne: https://pro.ing.dk/gridtech/artikel/slaekkede-krav-til-vindmoeller-kan-goere-en-energioe-20-milliarder-kroner

Det er et voldsomt stort tal, og det ligger helt ude i havmøllerne. Af interesse for vores debat i tråden, gør det strategien med at satse på højere specifik rotoreffekt og større samlet overskrevet rotorareal i havmølleparkerne, for at kombinere med elektrolyse i parkerne, endnu mere økonomisk attraktiv, fordi strategien så bliver billigere på vindmøllesiden. Det betyder mulighed for billigere strøm til elektrolyseanlæggene.

De økonomiske analyser har i øvrigt indtil nu vist, at solcelleanlæg i Nordafrika kombineret med elektrolyse, kan producere brint en smule billigere end havmøller i Nordsøen. Det ændrer sig også med de 20 milliarder: Nu bliver Nordsøen billigst med brint i fremtiden.

Det gør det formentligt også mere relevant, at overveje muligheden af at sejle træflis til energiøen, for at have en kulstofkilde til fremstilling af metanol, samt en kilde til CO2 til lagring i Sirikorridoren, tæt på energiøen. Det er selvsagt markant billigere at transportere CO2 fra energiøen til Siri-felterne, end det er fra land.

Metanol ville man så lave i et samarbejde mellem pyrolyse/forgasning, elektrolyse i soec (som kan skaffe det nødvendige kvælstof) og brint fra havmølleparkerne. Det giver masser af "spildvarme", som man så kan lagre i stenlagre på øen, så der kommer endnu mere backup-kapacitet på øen.

Det er en af de nyheder, som kommer til at betyde rigtig meget for den økonomiske tænkning omkring energiøen.

223
15. december 2021 kl. 18:18

En oplysende artikel om Akraft -antal værker under opførsel, planlagte, forskellige moderne reaktortyper som man er ved at indfase - uden at det er gået op for MSM herhjemme. Man kunne nemt skrotte enrgiøerne og spendere et beløb på opførsel af moderne Aværker med 7GWe kapacitet for den pris man hører (200 mia kr for energiøer - dertil kommer udgifter til vindmøller, transmissionsledninger og andre anlæg - hvor man kan få moderne Akraft for 30 mio kr per 1MWe).

Også kommentarerne til artiklen er meget oplysende med mange gode indspark og lidt faglig diskussion. Helt fri for de nedladende og personangribende indlæg som har været gængse i Ingeniøren i flere år.

Bemærk hvor langt foran KIna og Rusland specielt er med avancerede reaktortyper, hvor Vesten nærmest er handlingslammet og gerne overlader fremtidens energimarked på dette felt til andre...

222
15. december 2021 kl. 13:33

Hvis jeg kombinerer de to udsagn og mine tolkning herpå får jeg at dit koncept skal den semilokale hydrolyse ligge ovenpå en elforbindelse og håndtere en marginal produktion. Er det korrekt forstået?

Totalt forventer jeg et overskrevet rotorareal ved øen fra summen af vindmøllerne end COWI gør, hvilket gør, at der kan komme mere strøm igennem ved 10 GW elnet end i COWI's model: Kablerne får højere kapacitetsfaktor.

Men jeg forventer også en højere specifik rotoreffekt. De to ting tilsammen giver plads til masser af elektrolyse af spidseffekterne med en fornuftig kapacitetsfaktor (det vi kunne kalde tvungen elektrolyse), plus mulighed for at vælge mellem elektrolyse og elsalg ved submaksimal effekt fra vindmøllerne, så der kan indtægtsoptimeres (regulerbar effekt).

221
15. december 2021 kl. 11:21

Hej Stig Libori

Kan du uddybe den analyse?</p>
<p>Det er vel indlysende.

Hvis det var indlysende havde jeg ikke spurgt.

Du skriver:

Den grundlæggende analyse er, at det er billigere at transportere spidseffekter som H2 i stedet for som strøm.

Denne sætning læser jeg som, at det er spidseffekt, der er billigere at transportere som H2. Ikke el.

Du skriver endvidere:

Der vil stadig blive afleveret op til 10 GW el til energiøen, da der er skruet op for havmøllernes peakeffekt.

Denne sætning læser jeg som t du mener at konceptet med 10GW elforbindelser skal fastholdes.

Hvis jeg kombinerer de to udsagn og mine tolkning herpå får jeg at dit koncept skal den semilokale hydrolyse ligge ovenpå en elforbindelse og håndtere en marginal produktion. Er det korrekt forstået?

220
14. december 2021 kl. 21:16

Inden 2030 vil havvindmøller sikkert kun levere el. Men nogle er forhåbentlig forberedt til brint produktion, således at spidseffekter kan udnyttes til PtX.

Alternativt kan man lave elektrolysen på platforme ude i havmølleparken.

Man skal være klar over, at mere avanceret elektrolyse (hvor man ikke kun laver brint), med fordel vil foregå på energiøen. Men simpel elektrolyse ser lovende ud i havmølleparkerne. Om det så ender med at være på selvstændige platforme eller i møllerne, må tiden vise.

Med lovende mener jeg naturligvis set fra en økonomiske synsvinkel.

219
14. december 2021 kl. 20:51

Fordi der er overkapacitet i brintrør, er der ikke den samme sammenhæng for brinten. Når de først er der, er det gratis at øge spidseffekten (indtil kapacitetsgrænsen, naturligvis)

Som førnævnt er overførsel af 10GW spidseffekt mulig med brintrør diameter 0,9m (som svarer til nedennævnte meget dyrere 5x HVDC fra energiø)

Inden 2030 vil havvindmøller sikkert kun levere el. Men nogle er forhåbentlig forberedt til brint produktion, således at spidseffekter kan udnyttes til PtX.

Anlægstype elforbindelser/H2 rør effekt og priser. Se link side 14 https://energinet.dk/-/media/65AB110D041D49DB9ECF45B1D1542DAE.PDF

HVDC (150 km inkl. konvertere) Effekt 2GW; Pris 29,1mio kr GW/km

150 kV-jordkabel Effekt 0,26GW; Pris 9,6mio kr GW/km

Luftledninger 2*400 kV Effekt 2x 1,9GW; Pris 4,3mio kr GW/km

Brintrør 36" (ø0,9m) Effekt 10GW; 1,4mio kr GW/km

218
14. december 2021 kl. 18:26

Kan du uddybe den analyse?

Det er vel indlysende. Kapaciteten i elkablerne koster pr MW, mens indtægterne på kablet er pr MWh. Da der ikke er ret mange timer med spidslast, vokser udgiften pr MWh for spidslasten. Den sædvanlige forklaringsmodel er, at dyre kabler helst skal have en høj kapacitetsfaktor.

Fordi der er overkapacitet i brintrør, er der ikke den samme sammenhæng for brinten. Når de først er der, er det gratis at øge spidseffekten (indtil kapacitetsgrænsen, naturligvis).

216
14. december 2021 kl. 16:14

Den grundlæggende analyse er, at det er billigere at transportere spidseffekter som H2 i stedet for som strøm.

Ved at udnytte det, kan vi dels få gang i PtX til fornuftig pris, og vi kan få bedre økonomi i elkablerne, fordi de får en højere kapacitetsfaktor.

214
14. december 2021 kl. 12:20

Der vil stadig blive afleveret op til 10 GW el til energiøen, da der er skruet op for havmøllernes peakeffekt.

213
14. december 2021 kl. 11:35

Hej Stig Libori

Spørgsmålet gik ikke på Folketingets energiø, men på "Stig Liboris koncept" med semilokal elektrolyse</p>
<p>Men det ville ikke ændre på energiøen som en lokal energihub, tværtimod, så jeg forstår stadig ikke kommentaren?

Der er stor forskel på en lokal energihub fra 10 GW havvindmøllestrøm og samlingspunktet fra H2 produktionen fra en tilsvarende mængde møller som er bundet op 5 og 5 i en semilokal elektrolyse.

En lokal energihub fra 10 GW havvindmøllestrøm skal huse store HVDC anlæg hvilket kræver mange m2. Et samlingspunktet fra lokal H2 produktion kræver ikke mere end en kompressor og evt et vandbehandlingsanlæg, sådanne anlæg kan være på et simpelt stålstativ.

"Stig Liboris koncept" går på lokal produktion af H2, ikke strøm, så hvad påtænker du arealet i en energiø skal bruges til?