KRONIK: Energiøerne er vores fælles Mars-mission

Illustration: Gottlieb Paludan Architects

 

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.

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.

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.

sortSortér kommentarer
  • Ældste først
  • Nyeste først
  • Bedste først

Det er oplagt at Danmark skal opstille mange flere vindmøller i Nordsøen, for på den måde at producere mere grøn el.

Hvad der på ingen måde er klart, er hvorfor der skal etableres kunstige øer i Nordsøen.

I modsætning til f.eks. Hong Kong og Singapore har Danmark allerede rigeligt med landareal ud mod Nordsøen, særligt når prisen på en kunstig ø tages i betragtning.

Derudover har man i Danmark rigeligt med ekspertise fra både olieplatforme og havvindmølleparken på Krieger's Flak, som kan bruges til etablering af tekniske anlæg nær vindmøllerne, det kan f.eks. være transformere og knudepunkter til distribution af strømmen i søkabler mod forskellige aftagerlande.

Skattepengene skal derimod ikke gå til at etablere kunstige øer, som blot er et meget dyrt prestigeprojekt uden et praktisk formål.

  • 51
  • 8

Hvor er tallene? Hvor er cost-benefit analysen? Giv det her projekt overhovedet mening ren økonomisk?

Det er ikke en kvalitet i sig selv at bruge mange penge, heller ikke selvom det drejer sig om det grønne omstilling. Se f.eks. hvordan Skat kommer til at bruge 3.6 mia. kr på at lave ejendomsværdimodeller.... et projekt der burde have kostet 3.6 mio. kr.

Den grønne omstilling skal vi have, men den skal være billigst mulig.

  • 53
  • 1

det er jo bare, at gå igang. måske en løsning med boreplatforms ligende design er bedst at lægge ud med, så er fundamentet for nordsø øerne på plads og bygger på kendt teknologi og på langtsigt måske mere kendt i forhold til klimaforandringer. de mulig leverandør af vindparker ,bør nok tages med på råd om,hvad der er teknisk og driftmæssigt bedst. vi skal ikke ha flere projekter ala supersygehuse eller statslige it systemer. måske det land baseret testcenter er et godt sted at begynde udrulning af selve det energi tekniske design, her kan man test forskellige drift secenarier. Det vil være rart, at se nogle mere lad os sig erfarne projektfolk i spidsen for dette,måske en model ala sorebæltkonsortiet, vil flytte mer ikke papir,men stål.

  • 5
  • 6

Vi er forhåbenlig enige om, at vi skal have etableret energiproduktionen både sikkert og billigt. At bygge en ny Ø i Nordsøen er valgt, fordi det er billigere at bygge en ø end at etablere de tekniske anlæg a la boreplatforme/Krigers Flak.

Man kan med god ret indvende, at teknikplatforme er forholdsvis kendt teknologi hvor man rammer prisen rimelig godt, hvor det at bygge en ø i åbent hav er noget mere usikkert på både pris og teknologi.

Men en Ø har nogle fordele, som en platform aldrig vil kunne tilbyde: I opstillingsfasen kan man have et "mellemlager" så man til enhver tid kan stille møller op, når vejret er til det. "Mellemlager" skal forstås i den helt brede betydning: En havn hvor man kan have diverse specialfartøjer klar, hvor personale kan opholde sig til blæsten har lagt sig mmm. Økonomisk er der en kæmpeforskel på, om personale skal fragtes 100 km tur/retur, eller de er der, hvor de skal arbejde. Det gælder både etablering og drift. Det taler mest for en Ø. En Ø kan holde til flere generationer af møller. Hvis vi forestiller os at Øen skal holde i 100 år kommer den til at servicere 3-4 møllegenerationer. Set i det lange perspektiv må Øen godt være dyre end platformsløsningen. (Personlig håber jeg på at man får bygget Øen så den udgør et ø-samfund med købmand, skole osv. så man som familie rent faktisk kan vælge at bo der.)

Og der er som udgangspunkt ikke blandet skattekroner ind i projektet. Det skal betales over elregningen. Men som med PSO'en kan lovgivningen laves om. Men det må du spørge Venstre om relevansen af.

  • 10
  • 22

Lav øerne på land og før strømmen i land. Jord koster vel 200.000kr/hektar. Det vil 1. give mange flere penge til vindmøller, energisystemer på "øen" mm 2. Noget nemmere at komme til/fra "energi øen" på land 3. Nemmere at udvide

Og det tager mere end lige blot 2 år at have øerne til havs oppe at køre. Dvs der er en mullighed at komme før andre med viden og systemer.

At stable jord og spunse ude i Nordsøen bidrager ikke vidensmæssigt til hvad det er vi vil. Det koster blot rigtig mange penge - vi teknologi vidensmæssigt får meget lidt ud af.

eller ???

  • 35
  • 1

Hvis man virkelig mener det alvorligt med P=>X-anlæg ude på de her øer, hvad vil man så kunne bruge spildvarmen til? Der må vel være grænser for hvor meget mandskabsbarakkerne kan aftage.

  • 19
  • 1

Faktisk er funding situationen for dansk Mars forskning ret horribel, det ved jeg fordi jeg i 2 år forsøgte at søge penge til en Phd inden for feltet, det kunne ikke lade sig gøre. NASA giver Mars Gruppen på Niels Bohr Institutet data og indflydelse for ca ½ mia kr, og det sidste jeg har hørt er folk søger væk derfra på grund af ustabil funding fra dansk side.

Her er priserne opstillet:

1) Energiø 210 milliarder

2) Mars Perseverance missionen koster lige under 18 mia kr.

3) Niels Bohr Bygningen koster over 4 mia kr

4) Mars Phoenix missionen kostede 2.8 mia kr.

  • 33
  • 1

Prisen på strøm fra en Ø har (stort set) 3 komponenter: 1: prisen på strøm fra møllen, 2: kabling.

Søren Lund (så vidt jeg husker) har i en tidligere tråd argumenteret overbevisende for, at hvis man bestiller 600 møller, slår industrialiseringen helt igennem, og strømprisen ved møllen lander i størrelsesordnen 8-10 øre/kWt. Sammenlign med hvadsomhelst: det er billigt.

Udregningen af priser på kabling er ikke for menigmand da morforlogien mm er en kompliceret størrelse. Derfor er det efterfølgende tænkt som en skitse: Mulighed 1: 600 møller a 15 MW sender i hver sin ledning 100 km i til land. Mulighed 2: knap 50 møller samler deres effekt i et knudepunkt og sender strømmen i land via 700 MW-kabler. Da man i første omgang lancerede ideen om en Ø i Nordsøen gik man ud med 30 GW. Grunden til at man nu har skruet det ned til 10 GW er prisen på kabling: Det bliver billigere at bygge en ny ø end at kable længere væk fra øen.

Mulighed 2 er klart billigst, derfor har vi brug for den 3. komponent: et knudepunkt hvor strømmen samles fra møllerne og derfra sendes i land. Her har valget stået mellem en Ø eller platforme a la Krigers Flak. Her vandt øen på økonomien. Og påvirker i øvrigt strømprisen i størrelsordnen 1-2 øre/kWt

I forhold til prisen på kabler til og fra Øen kompliceres det yderliger af, at de i stor udstrækning kommer til at blive betalt via prisforskelle i de markeder, der bliver forbundet via Øen.

  • 17
  • 4

Prisen på strøm fra en Ø har (stort set) 3 komponenter: 1: prisen på strøm fra møllen, 2: kabling.

tre komponenter: Et og To WTF?

Du har glemt indtægtstabet for de elværker, møllerne kan levere brændstofbesparelse for, når det blæser i ny og næ.

Det er der i øvrigtaldrig nogle VE apostle der tager med

Enten dumhed eller bevidst fordrejning for egen vindings skyld.

Det er skammeligt for et fagblad at redaktionen ikke forlængst er trådt i karakter.

  • 11
  • 29

Var det ikke bedre udvikle de nødvendige lagringsteknologier først? Så bliver det også nemmere at designe og støbe fundamenter. På den anden side er sådanne fejlslagne energiøfallitter fantastiske muligheder for KK folket. Alle midler til energiøer.Fortsæt det gode arbejde

  • 8
  • 16

At samle grus, sten og beton i en bunke i havet er ikke visionært. Det er en stjernedyr måde at udbygge vindenergi. Brug i stedet pengene på ekstra vindmøller, et atomkraftværk, uddannelse, skattelettelser, en bro mellem Sjælland og Jylland, etc.

Der er nok at bruge penge på og bunker af grus, sten og beton står langt nede på min liste. Det kunne dog være fantastisk at bygge et bjerg et sted oppe på land. Det ville også være mere brugbart og prisen per kubikmeter ville være lavere. Alas, kunstige bjerge står også langt nede på listen men dog over kunstige øer til energi.

  • 28
  • 6

Som ovenstående indlæg viser, er der temmelig store forskelle i forventningerne til en kunstig energi-ø i Nordsøen, og til, hvor god en idé det i grunden er. Noget af diskussionen kunne måske afklares, hvis der findes, eller udarbejdes, en rapport, der på en overskuelig måde forklarer, hvad man har tænkt sig, og hvordan man i praksis har tænkt sig at løse opgaven. Analyse, Vurdering, Konklusion er vel den normale rækkefølge ved iværksættelse af projekter. Man må derfor gå ud fra, at det samme har været tilfældet her og at der derfor må foreligge et beslutningsgrundlag, der kan omformes til en tekst, der er overkommeligt for offentligheden at sætte sig ind i. Fint hvis den allerede eksisterer, og hvis ikke vil udarbejdelsen næppe fordyre projektet måleligt, projektprisen taget i betragtning. Især ét problem håber jeg man har taget højde for: når det virkellig blæser og bølgerne går højt, må en kunstig ø og alt hvad der står på den blive kraftigt påvirket af saltvand, der slynges op i uften ved bølgernes bratte møde med øens ydre perimeter. Kan installationerne mon tåle det?

  • 7
  • 1

Der skal ske noget. Det synes jeg og nok også andre mange andre.

Men forstår ikke dine argumenter helt.

Kabling er for dyr for vindmøller der står lidt længere væk og derfor vil der komme flere øer.

Dernæst argumenteres der for at tjene penge på forskel i el-priser - gætter på at den el skal sendes via kabling over store strækninger til England, Danmark, Tyskland, Norge osv.

Der er kablingspriser åbenbart ikke et problem ?

Og der skal være plads til eksperimenter og udvikling. Men man starter vel ikke med at satse 200 mia kr hvor der går en længere årrække inden der står en ø hvor man kan komme igang med eksperimenter. Så kan udviklingsløbet måske være kørt imens man bunker grus og sten op.

  • 10
  • 1

Noget af diskussionen kunne måske afklares, hvis der findes, eller udarbejdes, en rapport, der på en overskuelig måde forklarer, hvad man har tænkt sig, og hvordan man i praksis har tænkt sig at løse opgaven. Analyse, Vurdering, Konklusion er vel den normale rækkefølge ved iværksættelse af projekter.

Der er faktisk udarbejdet bla. analysemetoder, som er i offentlig høring: https://hoeringsportalen.dk/Hearing/Detail...

  • 1
  • 0

Således slutter artiklen om emnet. Man vil opføre 12 GW nye havvindmøller. Deres ydelse kan med en høj grad af sikkerhed antages at ville ligge mellem 0, NUL, og 12 GW, med en gennemsnitsydelse omkring 6 GW. Prisen for møllerne vil være omkring 250 milliarder kroner. Hvortil kommer ikke så lidt til alt det andet. 250 milliarder kroner er ca. 45.000 kropner per dansker. For en strøm, der kun er der sommetider. Og hvordan og til hvad, man vil bruge en en sådan strømproduktion, ligger vist ikke rigtigt klart. Jeg erindrer i hvert fald ikke,.selv om jeg nogenlunde flittigt læser Ingeniøren, at have set nogle seriøse forslag til oplagring af den stærkt svingende strømproduktion, endsige nogle gennemregnede og seriøse projektforslag for en ammonaik eller PtX fabrik. Hvor tænkes sidstnævnte iøvrgit at få sin kuldioxid fra, og hvad vil det koste? Konklusionen må være, at energiøerne er lige så tåbelige som ideen om at sende mennesker til Mars. Et andet højdepunkt af tåbelighed kunne man læse i Jyllands Posten mandag den 22 november, hvor hele 4 forholdsvis kendte mennesker argumenterede mod atomkraft ved at skrive, at den ikke var kompatibel med vind og sol. Må jeg opfordre foolk til at betragte en kurve over vind- + solydelsen og give et svar på, hvilken kompabilitet, vind og sol kan tilbyde. I hvert fald varierede deres ydelser aldeles ukontrollabelt mellem 2 og 156% af elforbruget i perioden janaur til oktober i år.

  • 14
  • 17

hele 4 forholdsvis kendte mennesker argumenterede mod atomkraft ved at skrive, at den ikke var kompatibel med vind og sol. Må jeg opfordre foolk til at betragte en kurve over vind- + solydelsen og give et svar på, hvilken kompabilitet, vind og sol kan tilbyde. I hvert fald varierede deres ydelser aldeles ukontrollabelt mellem 2 og 156% af elforbruget i perioden janaur til oktober i år.

Kompabilitet my foot. Vindmøller er forsørgelse for mange og pensionopsparing for endnu flere,ja vel alle Vedligeholdelse per produceret vind kWh er dyrere end det sparede brændsel til KK. VE og vind har aldrig været i nærheden af at være løsning på noget som helst

  • 8
  • 17

ca 2-3kw landvindmølleeffekt og ca500 kg varmtvandstank per borger kan give ca totredjedele af det rumvarme vi har brug for og vil overflødiggøre fjernvarme og det kan vi jo ikke have.Dansk energipolitik siden 73 har været skodteknologibeskyttelse.

  • 8
  • 12

Det er ekstremt dyrt og dårligt. Mon ikkke der er implementeret bedre teknologi langt inden den skønnede levetid er opnået for disse øer. Godt emne for en kommende rigsretsag.

  • 8
  • 11

Intet problem med overskudsenergi når alle 12 GW producerer for fuld tryk. Vi sælger nemlig strømmen til vores naboer! Når det blæser i Danmark, blæser det ikke hos naboerne og de har ej heller udbygget deres vindmøllekapacitet.

  • 19
  • 0

Jeg synes godt nok, der er meget snak

Hvornår bliver snak til virkelighed?

kunne men ikke begynde at sætte vindmøller op?

Imens man finder ud af hvordan energienøen skal bygges ?

Bornholm er jo bygget :-)

men lad os nu få trukket den ud til næste valg : -) så de nye kan nedlægge de fine fantasier og ambitioner : -)

så vi kan få gang i olie eventyret igen : -)

Hilsen Martin G.

  • 4
  • 10

Og der er som udgangspunkt ikke blandet skattekroner ind i projektet. Det skal betales over elregningen.

@Flemming Kaa Madsen hvad er forskellen? Det ændrer jo ikke på, at nogle elforbrugere skal betale for en kunstig ø i Nordsøen, som ender på +300 mia. kr. inden den står færdig

  • 9
  • 3

Jeg håber sandelig ikke Bornholm skal plastres til med en masse monster vindmøller? Hvor mange taler vi om? Hvor skal de stå? Der bor faktisk mennesker på øen.

  • 3
  • 3

Vedligeholdelse per produceret vind kWh er dyrere end det sparede brændsel til KK.

Hvorfor er det du sammenligner udgiftposten vedligeholdelse for vindmøller med udgiftsposten brændsel for KK?

Det er en sammenligning af æbler og ærter.

Hvis du vil sammenligne, så prøv de samme linier i regnskabet:

VE brændsel mod KK brændsel:

Absolut billigere en brændsel til KK (Det vil du forhåbenlig ikke forsøge at argumentere imod)

VE vedligehold mod KK vedligehold:

Straks mere interessant, men vi kan se at KK værker bliver lukket fordi krævet vedligehold (herunder nye krav til sikkerheden) er for dyrt.

Kan du pege på een eneste vindmøllepark der er lukket fordi vedligehold blev for dyrt?

  • 8
  • 4

Kan du pege på een eneste vindmøllepark der er lukket fordi vedligehold blev for dyrt?

Vindeby Havmøllepark ...

I sidste ende sker det for alle maskiner. I indkøringsperioden kræves der en del arbejde, herefter bliver driften mere eller mindre fejlfri og over tid bliver det igen dyrere og dyrere at drive maskinen. Der er sikker komme ny og bedre teknologi sådan at det til sidst ganske enkelt ikke længere kan betale sig at fortsætte vedligehold.

  • 15
  • 0

Vindeby Havmøllepark ...

Jeg tror vi blander levetid og vedligehold sammen her.

Vindeby blev pillet ned fordi den havde nået sin designmæssige levetid og det ikke kunne betale sig at levetidsforlænge den.

Dette skal ses i sammenligning med de gentagne påstande om 60-80 års levetid for KK med normal vedligehold.

Hvis det udsagn er sandt, bliver værkerne altså lukket før tid fordi vedligeholdet er for dyrt. Hvis ikke udsagnet er helt i overensstemmelse med sandheden og der også for KK tale om en levetidsforlængelse på linie med den der ikke kunne betale sig for Vindeby, er alle de lyserøde LCOE beregninger for KK som udgangspunkt mindst en faktor to for optimistike.

Der er sikker komme ny og bedre teknologi sådan at det til sidst ganske enkelt ikke længere kan betale sig at fortsætte vedligehold.

Og sandsynligheden for det sker stiger naturligvis med en højere designet levetid på maskinen. Og det er sådan set præcis det der er sket med KK værker der kunne køre i 60 år.

De er blevet overhalet indenom af billigere teknologier.

  • 15
  • 6

Temmelig stor: En elafgift bliver betalt af dem der bruger el, og en skat bliver betalt af dem, der bliver pålagt dem. Og ja, der er en fællesmængde mellem dem, der betaler skat og elafgift. Men firmaer betaler ikke ret meget i elafgift.

PSO: Ideen gennemført i 1998 med PSO var at kunne lægge ekstraudgiften til udviklingen af (primært) vindmøller på elprisen. Så dem der brugte strøm betalte det. Det betød at industrien og private elforbruger delte regningen stor set 59/50 mellem sig. Afhængig af årstallet var regningen i størrelsordnen 2-8 mia. Så da PSO'en toppede var der en regning til industrien på 4 mia. kr. Det blev så lavet om af Venstre-regeringen i 2016. Der blev det besluttet, at PSO'en skal udfases frem mod 2022. Udgiften til PSO bliver så flyttet over på finansloven, og blev financieret med en forhøjelse af bundskatten. DVS at en udgift som før blev betalt af alle dem, som brugte el, nu bliver betalt af alle lønmodtagere.

Den virksomhed er i 2016 stod til den største besparelse ved den manøvre, var Appel med den serverpark, de fortsat er igang med at bygge ved Tjele. Og siden er både Facebook og Micresoft kommet til som dem, der sammen med Appel i særklasse spare mest. Hvis man vinkler det lidt skarpt, kan man sige, at du som lønmodtager og dermed bundskattebetaler i Danmark er med til at financere tech-giganternes overskud.

At man iøvrigt lavede afgift-til-skat-forandringen på det tidspunkt, hvor PSO'en toppede betyder, at man når vi kommer nogle få år ekstra frem reelt bare har fået en skattestigning. PSO'en vil jo naturligt blive udfaset når vi ikke længere betaler tilskud til vindmølleparker.

  • 15
  • 3

SHK

Prisen for møllerne vil være omkring 250 milliarder kroner. Hvortil kommer ikke så lidt til alt det andet. 250 milliarder kroner er ca. 45.000 kropner per dansker.

Hvis det koster det samme som for Thor, så regner ENS med en pris der overført til Energiøen med 12GW bliver 186 milliarder og som inkluderer det som installeres ude i havet og ind til forbindelser på land.

Per Dansker er det 31.000 kroner, så dit gæt er minimum 45% for højt og medregner så heller ikke de indtægter som staten får ud af aktiviteterne og senere eksport potentialet samt hvad pensionfondene vil tjene til den almene dansker og hvad dansk industri vil tjene ekstra på at skattetryk og energipriser falder.

  • 8
  • 3

Hornsrev 3 kostede iflg. de oplysninger det lykkesdes mig at opsnappe på nettet 9 milliarder kroner. Kapacitet 406 MW. Specifik pros: 22 millioner DKK/MW Nominel. FOrventelig per reel MW ca. 45 millioner kr.

"Doggerbanke Energiø. 2,4 GW vindmøller på Dogger Banke.

https://energiwatch.dk/Energinyt/Renewable... den 30.11.2020 Verdens største havmøllepark er i banken Equinor og SSE har sikret finansiering på knap 50 milliarder og truffet endelig investeringsbeslutning på de første 2,4 GW af Dogger Bank-projektet. Nu er Dogger Bank-projektets første to faser en teknisk realitet. Projektets ejere, Equinor og SSE Renewables, har torsdag truffet endelig finansieringsbeslutning på den britiske havparks to første faser på samlet 2,4 GW."

Specifik pris 21 Millioner DKK per nominel MW og ca. 42 millioner per reel MW.

Til sammenlinging Ooulkiluoto 3. Forventet ydelse mindst 1450 MW. Så skulle den også koste 42 millioner per MW eller ialt 61 milliarder vil den være meget konkurrencedygtig med havvindmøller.

Og i betragtning af, at ydelsen ikke vil svinge tilfældigt mellem 0 og 2400 MW, vil der kunne bæres en noget højere pris end for havvindmøller. Feks. behøver man ikk at opføre forrykte kunstige øer i NOrdsøen. Og back-up problemet vil være en hel del mindre.

  • 8
  • 11

Havvindmøllestrøm har jo været en af de dyreste måder at producere strøm på. Så hvis vi skulle vælge mellem Anholts 1,05 kr/kW og A-kraft ville jeg vælge A-kraft, sandsynligvis også med de 77 øre/kWt på Horns Rev 3, med de ca. 47 øre/kWt fra Nordsøen Syd og Nord, som ligger prismæssig under kulstrøm peger, pilen mere i retning af havvind.

Hvis Thor vindmøllepark skulle koste et samme som Horns Revs 9 mia/406 MW ville prisen lande på ca 22 mia. Den forventes at komme til at koste 15,5-16 mia. Et prisfald på knap 30 % på 8 år. Og der er intet der tyder på at prisen ikke falder yderliger.

Så forudsat prisfaldet fortsætter kommer Energiøen (10 GW) til at koste omkring 130 mia alt inklusive. (Det i tilfældet at vi vælger den dyrere platformsløsning til transformatore.) Prøv at lave din sammenligning med den. (Med en kapacitetsfaktor på 60+ for havvindmøllerne.)

Udover selve etableringen skal vi også sammenligne drift, drivmiddel, nedtagning, "back-up" mmm. Jeg kan ikke få A-kraft til at vinde på økonomien.

  • 13
  • 1

Der er ikke meget "raketvidenskab" over at bygge en kunstig ø af sand og beton, det er mere end 100 år siden man byggede Middelgrundsfortet.

På land kan man købe jord til ~200.000,- pr. hektar, og så kan man gribe telefonen og ringe efter en håndværker, BMS, brandvæsnet, en pizza, eller hvad man ellers har behov for. Det kan man ikke på en kunstig ø. På land kommer DHL, GLS, Post-Nord og diverse fragtmænd dagligt med pakker, det gør de ikke på en energiø. Og vigtigst af alt, på land kan de ansatte køre hjem til familien til fyraften.

Når man udvinder olie og gas, så separere man den blanding der kommer op i olie, gas og vand. Olie og gas sender man i land til videre behandling. Der er ingen der bygger et olieraffinaderi på en kunstig ø ude midt i havet, det er det man vil med energiøerne !

Man har overvejet at bygge et gaskraftværk off-shore, og et elkabel til land, i stedet for en gasrørledning. Men ind til nu har man holdt sig til at bygge rørledninger.

  • 3
  • 6

sikkerhedssytemet lukker reaktoren ned, 1450 MW forsvinder momentant, det kræver nu også en betydelig back-up kapacitet !

I meget gamle dage hvor kraftværkerne var mindre og jeg af og til befandt mig i et kontrolrum har jeg vist oplevet et par gange at en enhed på Ringhals faldt ud, men det var noget man havde trænet og kunne klare, den søvnige stemning forsvandt momentant, det var hektisk indtil der var styr på det, man nåede vel ikke engang at smide "ugerapporten" ned i skuffen :-.)

Og så meget dårligere er systemerne vel heller ikke blevet i mellemtiden?

  • 6
  • 4

Vedligeholdelse per produceret vind kWh er dyrere end det sparede brændsel til KK. VE og vind har aldrig været i nærheden af at være løsning på noget som helst

nogle britiske erfaringer vedr. balancering:

The cost of stabilising the grid and keeping the lights on has been rising alarmingly in recent years – it was £1200 million in 2019, and reached around £1792 million in 2020.

There is always a certain morbid fascination in seeing the costs shoot up from hour to hour when the wind isn’t blowing, or indeed when it is blowing too hard, or when it’s blowing in the wrong place. (As it was two days ago, with the Balancing Mechanism bill rising at something like £5 million every hour, hitting a new daily record at £63 million)...

https://mailchi.mp/a2c6d23d9e6e/losing-bal...

Men briterne er jo også nogle (lidt sære?) 'øboer', som de Gaulle formulerede det i 1963! ;)

  • 4
  • 10

Hej Michael Cederberg

At samle grus, sten og beton i en bunke i havet er ikke visionært. Det er en stjernedyr måde at udbygge vindenergi. Brug i stedet pengene på ekstra vindmøller, et atomkraftværk, uddannelse, skattelettelser, en bro mellem Sjælland og Jylland, etc.

Visionært kræver at man har nye idéer eller forestillinger om fremtiden.

Dine forslag ekstra vindmøller, et atomkraftværk, uddannelse, skattelettelser, en bro mellem Sjælland og Jylland, etc. er alle, med alt fra succes til fiasko, prøvet før.

En energiø er en ny tanke, og det er heller, som du nedladende fremfører, kun en bunke grus, sten og beton i havet.

Hvis man plukker lidt i artiklen:

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. .......

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. ......

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. .....

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 nok til ingeniørene. Og som artiklen fremfører, vi behøver ikke starte med "At samle grus, sten og beton i en bunke i havet"

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.

Men når det er sagt må kræver det ikke mange blikke på et kort over Nordsøen, at erkende at Nordsøens første energiø ikke nødvendigvis skal ligge i dansk territorium. Det vil være decideret uvisionært, at miste den enorme økonomiske gevinst i at blive hubben, for udnyttelse af Nordsøens vindressourcer.

  • 8
  • 2

Vi mangler at se systemiske beregninger på forsyningssikkerhed og økonomi. Det er jo ikke ligefrem nogen hemmelighed, at vindkraft leverer strøm som vinden blæser. Derfor fik sætningen Øerne skal levere stabil og pålidelig strøm til elnettet mig til at studse. Energien i vinden er en funktion af den 3. potens af vindens hastighed. Dvs. at hvis vinden løjer af med 2 m/s fra 10 m/s til 8 m/s falder ½ af vindproduktionen bort. Da vores nabolande satser på samme energikilde, betyder det, at når vi kommer til at mangle strøm, når vinden løjer af, så gør vores naboer det også. Prisen bliver i hvertfald høj. Det betyder, at det bliver meget sværere at dække mankoen på elnettet ind via naboerne. Omvendt, når det blæser kraftigt, så vil både vi og naboerne have et overskud af el og så styrtdykker elprisen. Det står ikke lysende klart hvad energiøen skal bruges til. PtX bør af flere grunde fremstilles på land, bl.a. fordi der skal bruges CO2 fra f.eks. et kraftværk eller cementproduktion i fremstillingen af PtX og at der ved PtX opstår en masse spildvarme, som kun kan bruges til at varme sild og torsk i Nordsøen med på energiøen, hvorimod den kan bruges til fjernvarme på land.

  • 13
  • 13

Jeg vil gerne efterlyse ærlige og læselige regnskaber for vore 3 seneste havvindmælleparker, Djursland, Hornsrev 3 og Kriegers Flak.

Og forøvrigt også for franske og finske atomkraftværker, så vi kan begynde at diskutere på et oplyst grundlag.

Om back-up. Jeg er kemiingeniør og ikke kraftværkstekniker. Selvfølgelig vil et hvilket som helst kraftværk kunne falde ud og derfor må man altid have en back-up som reserve. Hvor stor må andre kunne regne ud.

Havde vi ti atomreaktorer f.eks., hvor stor skulle back-up kapaciteten så være?

Havde vi 1000 havvindmøller er spørgsmålet om back-up lettere at besvare. For iflg. det hidtil konstaterede de alle hyppigt og samtidigt i NUL eller næsten NUL.

Foreløbig har vi ikke set nogle tal for hvad back-up sytemer i form af brint, PtX eller Ammoniak vil kopste.

Dette kan man undre sig over. Vind- og solkraftens ydelsekurve er kendt mange år tilbage. Og Alle teknologierne omkring brint, ammoniak og PtX har været kendt og anvendt i 100 år. "Der er nok til ingeniørene." Som Niels Peter Jensen skriver ovenfor. Og en hel del flere, Medens der ikke er megen gesjæft i at hævde at "vedvarende energi og grøn omstilling" er et monstrøst bedrag.

  • 4
  • 12

Havde vi ti atomreaktorer f.eks., hvor stor skulle back-up kapaciteten så være?

tja sådan noget som

  • langtidsveligehold / levetidsforlængelse 1-2 reaktorer
  • om sommeren yderliger 2-3 under refueling
  • dertil reserve for udfald af 1-2 reaktorer

Havde vi 1000 havvindmøller er spørgsmålet om back-up lettere at besvare. For iflg. det hidtil konstaterede de alle hyppigt og samtidigt i NUL eller næsten NUL.

Måske:

  • offline for vedligehold måske 5% - 50
  • totalt vindstille over hel område opstår ikke momentant, og så er det noget man har prognoser for, men ellers 100%
  • nedbrudsreserve bestemmes af hvor store "klumper" der er sammenkoblet, på nuværende tidspunk risikere man at miste en hel havmøllepark, på grund af kabelfejl, det problem forstærkes kun af en energiø
  • 8
  • 2

Jeg savner det andet alternativ til ammoniak, at producere brint og sende det iland.

Vil behovet for mølleeffekt blive mindre ved den løsning?

I linket står der om et scebarie hvor brintproduktion (med SOFC, en teknologi som vist ikke er helt udviklet...) foregår på øen som efterfølgende sendes til land for at producere PtX der:

"Man kan i stedet nøjes med at fremstille brint ude på øen og så pumpe den i land og lade Power to X-produktionen foregå her. Samtidigt kunne brinten bruges som brændstof i elværker på land, og hvis de baseres på brændselsceller, kan man få en relativt høj virkningsgrad.

Ulempen er en voldsom forøgelse af energitabet, når man adskiller brintproduktionen og Power to X produktionen fra hinanden geografisk. Den mest lovende metode til brintelektrolyse, den såkaldte SOEC (solid oxide electrolysis cell), kører ved 750 grader celsius og kræver derfor en del varme ved siden af elektriciteten. Hvis man på samme sted efterfølgende har sin Power to X-produktion, kan man udnytte overskudsvarmen herfra til elektrolysen, der derved reelt kommer til at koste meget lidt energi sammenholdt med brintens energiindhold."

  • 3
  • 6

Hvor er tallene? Hvor er cost-benefit analysen? Giv det her projekt overhovedet mening ren økonomisk?

Det er et fair spørgsmål. Nu er ideen med artiklen jo netop, at vi her bevæger os ud i en skala og et teknologistade, hvor vi ikke har været før, så der vil være usikkerhed i forbindelse med de økonomiske skøn.

Jeg vil alligevel gengive de af COWI skønnede tal, for den løsning, som de mener giver bedst mening, nemlig en sandø på 49 hektar. De økonomiske omkostninger er opsummeret i Figur 11-1 i kolonne 10GW S3 https://ens.dk/sites/ens.dk/files/Vindener...

Projektet består af en energiø, 10 havmølleparker på hver 1 GW (altså 10 GW i alt), samt teknologi til at få strømmen via energiøen til Danmark, Tyskland, Holland og UK i beregningseksemplet. Hvis vi bryder omkostningerne op i nogle hovedgrupperinger fås:

  • Selve energiøen koster 10,9 milliarder kroner (10,9 mia)
  • AC/DC konverteringen af strømmen på øen koster yderligere 18,3 mia
  • Ilandføring af strømmen fra øen koster yderligere 53,5 mia kroner
  • 4 af havmølleparkerne ligger så langt fra øen, at der skal bruges transformerplatforme, som i alt koster 4,2 mia
  • Kabler fra havmølleparkerne til energiøen koster 18,0 mia
  • Selve havmøllerne koster 76,8 mia
  • Fundamenter til havmøllerne koster 28,5 mia

I alt når man en pris på de 210,2 mia som har været fremme i pressen. Spørgsmålet er jo så, om de kan forrentes?

Skal man gætte på, hvem der betale hvad, er den største joker selve energiøen på 10,9 mia kroner. Her vil jeg for eksemplets skyld antage, at den betales 50/50 af havmølleparkerne og udlandsforbindelserne. Så kan vi begynde at regne lidt på tallene:

Udlandsforbindelserne koster i alt 77,3 mia kroner. Disse kabler vil skulle finansieres af prisforskelle på strøm mellem aftagerlandene. Typisk opnår man en forrentning på 5-8% på udlandsforbindelser. Det vil være en forudsætning for projektets gennemførelse, at landene der skal aftage strømmen, når frem til, at det er en god forretning for deres land, og der regnes og forhandles da også allerede ihærdigt mellem de potentielle deltagerlande.

Den anden del der skal kunne finansieres er naturligvis selve havmølleparkerne. Prisen på dem er selve parkerne, transformatorplatforme samt kablerne til energiøen, og så den halve energiø, dvs 133 mia kroner, eller i gennemsnit 13,3 mia pr 1 GW park.

For at se på om de øer kan forrentes, kan man sammenligne med den helt friske udbudsrunde for Thor havmøllepark, på formentligt 1 GW (altså samme størrelse som hver af parkerne ved energiøen). Her skulle man ikke kun finansiere selve parken med kabler til en eventuel transformatorplatform, men også transformatorplatformen og ilandføring af strømmen, hvor parkerne ved energiøen i stedet skal føre strømmen til energiøen.

Udbudet endte med flere støttefrie bud på 0,01 øre/kWh. Derfor skal parkerne direkte betale penge CfD betaling til statskassen (2,8 mia kroner) i de første år, hvor den producerer strømmen. Vi ved selvsagt ikke, hvad prisen for parken bliver, men man skønner omkring 15,5 mia kroner (plus CfD betalingen). Altså dyrere end de 13,3 mia for en gennemsnitlig 1 GW park ved energiøen. Thor koster altså ikke skatteyderne penge, men betaler derimod penge til statskassen, hvilket gør det til et historisk bud.

https://ens.dk/presse/energistyrelsen-indk...

Du spurgte om det kan betale sig? Måske, men det ved vi først, når der er regnet langt mere. Hvis vi antager at udlandsforbindelserne kan betale sig (ellers bliver øen ikke til noget), og at de forrentes med 6%, svarer det til, at danskerne i alt sparer elforbrugerne i Danmark 2,3 mia om året på nettarifferne. Det er dog trods alt en besparelse på 400 kroner om året pr dansker.

Hvis vi også gætter på, at hver 1 GW park betaler 2,8 mia i CfD betaling (som Thor parken), er det 28 milliarder kroner i statskassen fra parkerne (svarende til omkring 5.000 kroner pr dansker). Det ville da også være en slags penge.

Men det er bare gæt. Der er her regnet på den mest "konservative" model, hvor man basalt set "bare" producerer strøm og sælger den. Det er dog sandsynligt, at indtjeningen kan øges, hvis man laver PtX på øen, lagrer strøm (måske i et stenlager) osv.

Men det korte svar er: Vi kan ikke endegyldigt sige, om det kan betale sig, men det ser lovende ud. Lovende nok til, at det undersøges nærmere.

Jeg ved godt at politikerne siger, at det her gør vi, men pga udlandsforbindelserne, er det ikke Danmarks beslutning alene. Så uanset hvad politikerne siger, bliver øen kun til noget, hvis det bliver ved at ligne en god forretning.

  • 15
  • 1

Men det er bare gæt. Der er her regnet på den mest "konservative" model, hvor man basalt set "bare" producerer strøm og sælger den

men det er vel rimeligt at kigge lidt på vurderingen af lønsomheden for et andet (tilsyneladende analogt) offshore projekt?:

World's largest offshore wind farm 'unprofitable' for Equinor, say government-funded researchers

New Norwegian study challenges Equinor's profitability from the world largest offshore wind project under construction, located in the UK North Sea

https://www.upstreamonline.com/exclusive/w...

og forholde sig dertil?

Det er dog sandsynligt, at indtjeningen kan øges, hvis man laver PtX på øen, lagrer strøm (måske i et stenlager) osv.

måske? Men det må da verificeres via nogle 'prototype' anlæg i rimeligt stor skala!(?).

  • 2
  • 10

men det er vel rimeligt at kigge lidt på vurderingen af lønsomheden for et andet (tilsyneladende analogt) offshore projekt?:

Så meget ligner de to projekter vel heller ikke hinanden? Danmark er stadig "verdensmestre" i udbudsrunder, ligesom der er meget stor forskel på et 3,6 GW projekt meget langt ude i Nordsøen (Dogger Banke) og et 10 GW projekt med en energiø 100 kilometer ude i Nordsøen. Ideen i en energiø er jo netop, at det skal gøre projekter langt ude på havet mere rentable...

Så skal vi også huske, at der er tale om en privat inestor, som jo selv må bestemme, hvilken intern rente de forventer og forlanger, for at gå ind i en investering. Som de selv gør opmærksom på, er tendensen faldende forrentning på havmølleprojekter, hvilket formentligt dels skal ses som resultatet af mere erfaring, samt en meget lav obligationsrente - obligationsrenten indikerer nok bunden for, hvor lav en forrentning investorerne vil acceptere for havvind, fordi obligationer trods alt må regnes som mere sikre end havvind.

Der er storskala PtX samt varmelagringsprojekter på vej, så erfa-opbygningen er i gang. Man kan heller ikke afvise, at eksempelvis google vil være særdeles interesserede i et datacenter på øen og vil betale godt for muligheden...

  • 11
  • 3

Nu gik jeg ikke ind i detaljerede beregninger, men tog udgangspunkt i, at Thor-projektet vil betale 2,8 mia for at få lov til at producere havvind til markedsprisen. Investor tager formentligt udgangspunkt i en elprisprognose de tror på.

OK .Er der aftagepligt for det upålidelige pjatstrøm?Fortrinsstilling eller whatever med garanti for at lovene ikke ændres i parkens levetid?Under alle omstændigheder er det fremragende lokaliteter for de nødvendige KK værker og som under det nuværende kompetance og hæderligheds niveau er alt for farlige at have på land betjent af velfærdsdanskere.Klø på.

  • 3
  • 14

Et er at man kommer med dårlige argumenter, man behøver da ikke gentage dem

jeg ved ikke, hvori det 'dårlige' består?:

Hvis eksempelvis pensionsmidler er involveret(?), må det vel i sagens natur være pensionsselskabernes forpligtelse at stræbe efter bedste investering af kapitalen...og ikke fjerdebedste - eller én, der lige netop (med de rette politiske vinde fortsat blæsende) med nød og næppe kan slæbe sig af sted??

Jeg ville i hvert tilfælde nødigt se mine pensionsmidler anbragt sådan!

  • 2
  • 12

Jeg tror vi blander levetid og vedligehold sammen her.

Vindeby blev pillet ned fordi den havde nået sin designmæssige levetid og det ikke kunne betale sig at levetidsforlænge den.

Levetiden for en maskine afhænger i høj grad af størrelsen af udgifterne til vedligehold. Hvis en maskine kan fungere økonomisk længere end design levetiden så er alle glade. Så har man fået mere end forventet.

Tja, en censorfejl, og sikkerhedssytemet lukker reaktoren ned, 1450 MW forsvinder momentant, det kræver nu også en betydelig back-up kapacitet !

Men ingen planlægger med at 100% af effekten forsvinder med jævne mellemrum. Det gør den med vind og sol.

En energiø er en ny tanke, og det er heller, som du nedladende fremfører, kun en bunke grus, sten og beton i havet.

Jeg har intet imod at man fylder Nordsøen og andre farvande op med vindmøller hvis det hænger sammen økonomisk og forsyningssikkerhedsmæssigt. Min anke er ideen om at lave en Ø hvor man placerer en del arbejdsfunktioner. Det er stjernedyrt at lave en Ø. Det er også besværligt fordi alting skal fragtes til øen med skib eller helicopter. Når det er dårligt vejr vil folk på øen have svært ved at komme nogen steder. Derfor bygger vi broer sådan at vi undgår færger. Etc. etc. Jeg så hellere at man byggede platforme der var designet til at fungere uden at der er mennesker i nærheden.

Med hensyn til vindmøller i det hele taget så synes det ganske klart at rå vindmøllestrøm er blevet meget billigt og konkurrencedygtigt. Det er fantastisk. Vi har brug for CO2 fri strøm.

Men vindmøller fungerer lige nu kun fordi vi har dansk fossil-energi, norsk hydro-energi og svensk atom-energi (forenklet) der kan træde til når der ikke kommer vind-strøm. Fossil-energien skal ud og der er diskussion om hvorvidt nordmændene har lyst til at agere batteri for resten af Europa. Mere vind kræver mere backup. Hvor skal den komme fra?

Der er nok til ingeniørene. Og som artiklen fremfører, vi behøver ikke starte med "At samle grus, sten og beton i en bunke i havet"

Vi bør slet ikke planlægge med at lave bunker af grus, sten og beton i havet. Det er pointen. Så meget som muligt skal ind på fastlandet.

  • 6
  • 6

Hej Michael Cederberg

Min anke er ideen om at lave en Ø hvor man placerer en del arbejdsfunktioner.

Du har fået med dig at jvf. kronikørene er første skridt i en energiø ikke, som du nedladende fremfører, en bunke grus, sten og beton i havet?

Jeg har intet imod at man fylder Nordsøen og andre farvande op med vindmøller hvis det hænger sammen økonomisk og forsyningssikkerhedsmæssigt.

og

Så meget som muligt skal ind på fastlandet.

Jeg mindes ikke at have set dig harcellere over skibe, kulbrinte indvindende offshore installationer eller borerigge. Steder hvor folk også, når det er dårligt vejr, vil have svært ved at komme nogen steder.

Hvis man lige ser bort fra krydstogtskibe, som jeg heller mindes ikke at have set dig harcellere over, er jeg ret overbevist om at man altid nøje vurderer om noget hænger sammen økonomisk og forsyningssikkerhedsmæssigt og i den forbindelse prøver at føre så meget som muligt ind på fastlandet.

Den kommende energiø, som i daglig tale kaldes Bornholm, kan vise om det hænger sammen økonomisk og forsyningssikkerhedsmæssigt at lave en lokal hub. Hvis det gør det, kan man forholdsvis nemt beregne om det hænger sammen økonomisk og forsyningssikkerhedsmæssigt at samle grus, sten og beton i en bunke i Nordsøen, som fundament til en lokal Nordsø hub.

  • 10
  • 3

Hej Michael Cederberg

Jeg så hellere at man byggede platforme der var designet til at fungere uden at der er mennesker i nærheden.

Problemet med stålplatforme er at de løbende skal vedligeholdes, Nordsøen er et hårdt miljø for stål, så hvis platformen skal være sikker for de ansatte at bruge (når de skal lave vedligehold eller udskifte defekte dele) så skal der ske en løbende vedligeholdelse af platformen. Om platforme er bedre end en ø, komme nok mest an på hvor længde man forventer at energiparken skal være i drift, er det en kort periode, f.eks 20 år vil en platform nok være et godt bud på en løsning, men forventer man at have en vindmølle part i ormådet i 30 , 40 eller 50 år så vil udgifterne til stålplatformen gøre en fast ø mere økonomisk attraktiv. En "ø" ville også kunne fungere som basse for SOK, som nødhavn for fartøjer i nød, og hvis øen er stor nok (fastvinget lufthavn) ville der også kunne anvendes af mindre fly som kommer i nød.

  • 8
  • 2

I så fald må der jo være en aftale om hvad strømpris der kalkuleres med og skal garanteres fremover. Er det noget Du kan delagtige gøre os amatører i?

Hvis du gerne vil have nogle illustrative tal, kan jeg da godt skrue nogen sammen til dig. Jeg regner med den beregnede pris på 13,3 mia pr 1 GW havmøllepark, en designlevetid på 25 år, årlige D&V på 400 mio pr park, 4.900 fuldlasttimer om året og dekommisioneringsudgifter pr park på 1 mia. Inflation er ignoreret, men kan naturligvis indsættes for både, elpris, D/V samt dekommissionering, men erfaringsmæssigt flytter det ikke meget.

Ved en elpris på 30 øre/kWh bliver den interne rente af investeringen så 6,1%. Ved 25 øre/kWh 3,4% og ved 35 øre/kWh 8,5%.

Stiger parkens pris til eksempelvis 16 mia bliver den interne forrentning ved 30 øre/kWh 4,2%. Stiger D&V til 800 mio om året bliver den interne rente ved den oprindelige anlægspris og en elpris på 30 øre/kWh 1,4%

Tallene illustrerer, at forrentningen er særdeles følsom overfor prisen på D&V, som derfor er en af de vigtigste erfa-parametre ved havvind.

Mulighederne for at påvirke tallene væsentligt er levetidsforlængelse (som formentligt bliver en del af businesscasen). Bruges en del af strømmen til PtX vil det alt andet lige reducere indtjeningens følsomhed overfor svingninger i elprisen (fordi PtX bliver mere rentabelt når elprisen falder, så der er et element af gynger og karruseller).

Tallene er naturligvis kun illustrative, ligesom det må forventes, at prisfaldet på havvind fortsætter en rum tid endnu, da det stadig er en branche med et enormt teknisk udviklingspotentiale.

  • 9
  • 1

SHK

Hornsrev 3 kostede iflg. de oplysninger det lykkesdes mig at opsnappe på nettet 9 milliarder kroner. Kapacitet 406 MW. Specifik pros: 22 millioner DKK/MW Nominel. FOrventelig per reel MW ca. 45 millioner kr.

"Doggerbanke Energiø. 2,4 GW vindmøller på Dogger Banke.

https://energiwatch.dk/Energinyt/Renewable... den 30.11.2020 Verdens største havmøllepark er i banken Equinor og SSE har sikret finansiering på knap 50 milliarder og truffet endelig investeringsbeslutning på de første 2,4 GW af Dogger Bank-projektet. Nu er Dogger Bank-projektets første to faser en teknisk realitet. Projektets ejere, Equinor og SSE Renewables, har torsdag truffet endelig finansieringsbeslutning på den britiske havparks to første faser på samlet 2,4 GW."

Specifik pris 21 Millioner DKK per nominel MW og ca. 42 millioner per reel MW.

Til sammenlinging Ooulkiluoto 3. Forventet ydelse mindst 1450 MW. Så skulle den også koste 42 millioner per MW eller ialt 61 milliarder vil den være meget konkurrencedygtig med havvindmøller.

Og i betragtning af, at ydelsen ikke vil svinge tilfældigt mellem 0 og 2400 MW, vil der kunne bæres en noget højere pris end for havvindmøller. Feks. behøver man ikk at opføre forrykte kunstige øer i NOrdsøen. Og back-up problemet vil være en hel del mindre.

Energistyrelsen regner med med 15.5 Milliarder for 1000MW til Thor projektet inklusive ilandføring, så 15.5Mill. per MW installeret og tilsluttet.

Du påstår at Ooulkiluoto 3 på 1450MW skulle koste 42Mill. per kWh svarende til en samlet pris for anlæg og tilslutning på 60.9 Milliarder.

Wiki hævder noget helt andet som du nok kan forklare er misforstået.

For det første anfører de at Ooulkiluoto 3 vil være på 1600MW.

Prisen anfører de til "The total cost of the project, therefore, is estimated to be €11 billion." det svarer i kroner og ører til 82Milliarder eller i snit 51.1Mill. pr MW.

342% højere anlægspris for Ooulkiluoto 3.

Hvis du så regner på kapacitetsfaktor, så rammer Thor +60% uanset om det bliver SG, Vestas eller GE møller og Ooulkiluoto 3 rammer +90% forhåbentligt når den omsider kan igangsættes.

Ooulkiluoto 3 anlægsprisen per netto kWh leveret bliver således 278% højere.

Thor vil levere når der størst behov og må slet ikke sælge når der ikke er behov.

Sidst men ikke mindst, så er Thor en del af fremtiden og dansk udviklet med store muligheder for eksport, da der i Q1 2021 var en global offshore wind pipeline på 510.5GW.

  • 7
  • 1

Flemming Kaa Madsen

Hvis Thor vindmøllepark skulle koste et samme som Horns Revs 9 mia/406 MW ville prisen lande på ca 22 mia. Den forventes at komme til at koste 15,5-16 mia. Et prisfald på knap 30 % på 8 år. Og der er intet der tyder på at prisen ikke falder yderliger.

Udmærket indspark, men Horns Rev fik ilandføring dækket af Energinet og har lavere kapacitetsfaktor og kortere design levetid samt større vedligeholdsomkostninger.

Derfor er prisfaldet ikke knap 30%, men derimod +50% over de seneste 8år.

  • 9
  • 0

Jesper Ørsted

Vi mangler at se systemiske beregninger på forsyningssikkerhed og økonomi. Det er jo ikke ligefrem nogen hemmelighed, at vindkraft leverer strøm som vinden blæser. Derfor fik sætningen Øerne skal levere stabil og pålidelig strøm til elnettet mig til at studse. Energien i vinden er en funktion af den 3. potens af vindens hastighed. Dvs. at hvis vinden løjer af med 2 m/s fra 10 m/s til 8 m/s falder ½ af vindproduktionen bort. Da vores nabolande satser på samme energikilde, betyder det, at når vi kommer til at mangle strøm, når vinden løjer af, så gør vores naboer det også. Prisen bliver i hvertfald høj. Det betyder, at det bliver meget sværere at dække mankoen på elnettet ind via naboerne. Omvendt, når det blæser kraftigt, så vil både vi og naboerne have et overskud af el og så styrtdykker elprisen. Det står ikke lysende klart hvad energiøen skal bruges til. PtX bør af flere grunde fremstilles på land, bl.a. fordi der skal bruges CO2 fra f.eks. et kraftværk eller cementproduktion i fremstillingen af PtX og at der ved PtX opstår en masse spildvarme, som kun kan bruges til at varme sild og torsk i Nordsøen med på energiøen, hvorimod den kan bruges til fjernvarme på land.

Det du kunne have lært igen igen er at det giver nedadvendte tomler at mangle styr på basale fakta.

Du har stadigvæk alarmerende dårlig indsigt i de emner du så lidenskabeligt ønsker at diskutere.

Hverken, folketing, regering, Energinet eller nogle andre ansvarlige myndigheder for planlægning af Danmarks energiforsyning mangler systematiske analyser af forsyningssikkerhed.

Det gør du, fordi du ikke gider at sætte dig ind i sagerne - længere er den ikke.

Whataboutism forudsætter altid at man går imod en autoritet med en påstand om at man kan afdække en konspiration.

PTX skal iøvrigt ud på havet pronto, da man simpelthen skal sikre rationel produktion og det er ca. x10 dyrere at etablere ilandføring af strøm end brint og også meget betydeligt dyrere at lagre strøm end brint.

  • 10
  • 4

Stig Libori

Projektet består af en energiø, 10 havmølleparker på hver 1 GW (altså 10 GW i alt), samt teknologi til at få strømmen via energiøen til Danmark, Tyskland, Holland og UK i beregningseksemplet. Hvis vi bryder omkostningerne op i nogle hovedgrupperinger fås:

Selve energiøen koster 10,9 milliarder kroner (10,9 mia) AC/DC konverteringen af strømmen på øen koster yderligere 18,3 mia Ilandføring af strømmen fra øen koster yderligere 53,5 mia kroner 4 af havmølleparkerne ligger så langt fra øen, at der skal bruges transformerplatforme, som i alt koster 4,2 mia Kabler fra havmølleparkerne til energiøen koster 18,0 mia Selve havmøllerne koster 76,8 mia Fundamenter til havmøllerne koster 28,5 mia I alt når man en pris på de 210,2 mia som har været fremme i pressen. Spørgsmålet er jo så, om de kan forrentes?

COWI gik ud med et budget ikke med de priser som senest er budt.

Regeringens del af Energiøen er anlægget af øen, så selvom developere kommer til at betale 100% via lejen, så ender hele regeringens investering altså med at være et udlæg.

Normalt betaler lande i hver sin ende udgifterne til anlæg af forbindelser og Danmark ville således højest skulle betale 1/4 og det vil igen være en udgift som developere kommer til at betale. Gevinsten ved at kunne eksportere og importere strøm er som bekendt at man kan sælge dyrt og købe billigt samt stabilisere forsyningen.

Men ja det kunne være interessant at se de næste beregninger pensle tallene bedre ud og også medtage de seneste prissætninger.

  • 10
  • 0

Normalt betaler lande i hver sin ende udgifterne til anlæg af forbindelser og Danmark ville således højest skulle betale 1/4 og det vil igen være en udgift som developere kommer til at betale

Det er en pris som betales via nettarifferne. Men energiselskaberne har også indtægter på det i form af prisforskellene mellem landene, så i sidste ende skal udlandsforbindelserne gøre nettarifferne billigere for forbrugerne.

Den model jeg valgte at se på antager, at Danmark (energinet) investerer i halvdelen af udlandsforbindelserne. Man kan også vælge en model, hvor energiøen får sit eget energiselskab, som så ejer halvdelen af forbindelserne, mens landene der forbindes til ejer halvdelen af deres egen forbindelser til energiøen. Det ville øge den danske ejerandel til over 50% (idet jeg antager, at energiøen er dansk).

Men det er væsentligt at forstå, at udlandsforbindelserne skal tjene sig selv hjem og mere til via flaskehalsindtægter (prisforskelle mellem landene). Det er derfor ikke vindmøllerne, som skal betale for ilandføringen. Omvendt kan manglende rentabilitet af ilandføringsforbindelserne lukke og slukke for projektet, inden det kommer rigtigt i gang.

Det er umuligt at sige, hvad havvind koster i 2033. Med meget stor sandsynlighed er det billigere end i dag, har højere kapacitetsfaktor, har lavere D&V udgifter og indbyggede muligheder for levetidsforlængelser. Muligvis er elektrolyse også en integreret del af havvindparkerne i 2033. Jeg synes at COWI's analyse er "sober", men den bør naturligvis opdateres løbende.

  • 8
  • 0

Om platforme er bedre end en ø, komme nok mest an på hvor længde man forventer at energiparken skal være i drift

Mankan jo spørge Kystdirektoratet hvad det vil koste at sikre en kunstig ø i Nordsøen i 100 år. Så er det nok aligevel billigere med en stålplatform, og så mange funktioner som muligt på fastlandet. Det er der Bornholm vinder som energiø.

En "ø" ville også kunne fungere som basse for SOK, som nødhavn for fartøjer i nød, og hvis øen er stor nok (fastvinget lufthavn) ville der også kunne anvendes af mindre fly som kommer i nød.

De eksisterende olieplatforme fungere allerede som nødlandingspladser for redningshelikopterne. Enkelte norske felter har fast stationering af redningshelikopter, så det kan man også fra en stålplatform. Men den danske sektor er ikke størrer end at den kan dækkes fra land.

En landingsbane vil da være meget rar at have, men den vil kosten en frygtlig masse penge, uden at genererer nogle indtægter. Hvornår har man sidst haft brug for en nødlandingsbane midt i nordsøen, jeg kan ikke komme på nogle episoder de sidste 30-40 år, hvor jeg har fulgt flyvningen regelmæssigt.

  • 4
  • 0

Det du kunne have lært igen igen er at det giver nedadvendte tomler at mangle styr på basale fakta.

Du har stadigvæk alarmerende dårlig indsigt i de emner du så lidenskabeligt ønsker at diskutere.

Hverken, folketing, regering, Energinet eller nogle andre ansvarlige myndigheder for planlægning af Danmarks energiforsyning mangler systematiske analyser af forsyningssikkerhed.

Det gør du, fordi du ikke gider at sætte dig ind i sagerne - længere er den ikke.

Whataboutism forudsætter altid at man går imod en autoritet med en påstand om at man kan afdække en konspiration.

PTX skal iøvrigt ud på havet pronto, da man simpelthen skal sikre rationel produktion og det er ca. x10 dyrere at etablere ilandføring af strøm end brint og også meget betydeligt dyrere at lagre strøm end brint.

Det du fortæller mig, er, at man vil bygge meget mere vind end man vil være istand til at ilandføre el fra, hvilket er tåbeligt. Det betyder man aldrig kan udnytte kapaciteten fuldt ud og når der af den ene eller anden grund er mangel på strøm, så vil vindmøllerne ikke kunne levere. I 2006 kom danske kulfyrerede værker på overarbejde for at redde svenskerne fra strømsvigt, idet deres vandkraftmagasiner var tomme pga tørke. En tilsvarende situation i dag vil betyde meget høje elpriser i Nordpool området, med mindre man kan få strøm frem fra f.eks. vindmøller i Nordsøen. M.A.O. sætter du dig ikke ind i tingene, før du kritisere mig.

  • 3
  • 11

Det er rendyrket galskab at lade sig styre af energitab.

Der er i praksis uudtømmelige vindressourcer til rådighed og de skal bare udvikles og udnyttes billigst muligt.

Ikke nogen kunstige regler om, at der ikke må være energitab eller at Danmark pludselig skal være en Ø afskåret fra vores gode naboer.

jeg citerer fra en DTU præsentation .... Klart for enhver at det hele er galskab pp et højere plan, som det fremgår af det link

https://klimarealisme.dk/2021/11/27/energi...

jeg har givet flere gange til "energiøer" og den politik man foreslår fra f. eks IDAs visioner for fremtidig energisystem, der påpeges at være totalt tåbelig og helt ude af proportioner. Gad vide hvad Stig Libori f. eks. siger til det? Han er jo fremkommet med nogle tal ovenfor...Men de er da vist alt for små ifølge beregninger i linket jeg gav?

  • 2
  • 10

https://klimarealisme.dk/2021/11/27/energi...

jeg har givet flere gange til "energiøer" og den politik man foreslår fra f. eks IDAs visioner for fremtidig energisystem, der påpeges at være totalt tåbelig og helt ude af proportioner. Gad vide hvad Stig Libori f. eks. siger til det? Han er jo fremkommet med nogle tal ovenfor...Men de er da vist alt for små ifølge beregninger i linket jeg gav?

Nu vil jeg som udgangspunkt ikke holdes ansvarlig for Y's reflektioner over X's præsentation til en konference. Men jeg kan da se nogle oplagte "mangler" i den gengivelse.

Det er korrekt, at man gerne vil udnytte varmetabet fra ammoniaksyntesen til elektrolyse i keramiske elektrolyseceller. Det er bare "kun" 30-40% af varmetabet som udnyttes på den måde, ligesom det er en skam at udnytte et varmetab med en outlettemperatur på 400 grader til at lave damp ved 130-150 grader, som soec har brug for.

Det er oplagt, at det kan gøres bedre. Man kan eksempelvis starte med at lagre resten af spildvarmen fra amminiaksyntesen som varme i et stenlager, hvor man yderligere hæver temperaturen til 650 grader vha elpatroner, sådan at 60% af varmen i stenlageret kommer fra "spilvarmen" fra NH3 produktionen og resten fra el. Varmen kan senere bruges til at lave el i en dampturbine med en virkningsgrad på 45%. Medtager man varmetab i stenlageret fås med denne udnyttelse af processens varmetab, at man kan "lagre" el tabsløst i stenlageret. Man udnytter i virkeligheden varmetabet to gange på energiøen med denne teknologi og får derved billig backupstrøm uden energispild.

Det er den ene indsigelse. Den anden indsigelse er at tro, at en vindmølle "bare" er en vindmølle. Når man bruger vindmøller til elproduktion, vil man gerne have så høj en kapacitetsfaktor som muligt, blandt andet fordi det er så dyrt at hive strømmen i land. Det taler for en lille generator i vindmøllen i forhold til det overskrevne rotorareal (man kalder det en lav specifik rotoreffekt).

Omvendt giver det en langt mindre årlig energiproduktion end det der er muligt med de givne vindmøllevinger, så hvis man gerne vil have så stor en energiproduktion som muligt fra sine havmøller, vil man i stedet gerne have nogle kæmpe generatorer i havmøllerne (man vil gerne have en høj specifik rotoreffekt).

Dette banale dilemma opløses med PtX på øen, for så kan man få begge dele, ved at man laver elektrolyse af havmøllernes spidseffekter. Satser vi på PtX på energiøen vil man derfor med fordel kunne satse på langt højere spidseffekter end dem ilandføringskablerne kan håndtere, for at få det bedste fra begge verdener: Størst mulig energiproduktion fra vindmøllerne, men alligevel en meget høj udnyttelse af kablernes kapacitet. På den måde kræver det slet ikke flere vindmøller at lave PtX, det kræver "bare" et andet vindmølledesign, hvor man bruger PtX til at udnytte spidsproduktionen fra vindmøllerne.

Man kan "lege" rigtigt mange sjove julelege med sådan en energiø. Jeg vil nødigt kritisere nogen, men jeg synes der er nogle åbenlyse mangler i det link du delte...

  • 13
  • 0

Man kan eksempelvis starte med at lagre resten af spildvarmen fra amminiaksyntesen som varme i et stenlager, hvor man yderligere hæver temperaturen til 650 grader vha elpatroner, sådan at 60% af varmen i stenlageret kommer fra "spilvarmen" fra NH3 produktionen og resten fra el

OK - men er sådanne stenlagre (indtil det modsatte er bevist) ikke fortsat 'en fugl på (vej ned fra) taget'?

Fuglen kommer først 'ned i hånden', hvis dette:

https://pro.ing.dk/gridtech/artikel/stiesd...

lever op til de stillede forventninger...og vi ved jo (endnu) ikke, hvor effektivt anlægget viser sig at være!?

  • 1
  • 11

OK - men er sådanne stenlagre (indtil det modsatte er bevist) ikke fortsat 'en fugl på (vej ned fra) taget'?

Fuglen kommer først 'ned i hånden', hvis dette:

https://pro.ing.dk/gridtech/artikel/stiesd...

Fuglen er allerede testet uden varmepumpe, så vi ved at mit forslag virker. Det vi skal finde ud af er, om det også virker ordentligt med "varmepumpen". Virker det også ordentligt med varmepumpeløsningen, vil det være oplagt at overveje at indtænke det med de ændrede temperaturintervaller (i teorien bør varmepumpen få en bedre COP, når den bruges sammen med varme fra den 400 grader varme outletgas fra Haber-Bosch processen).

I øvrigt er jeg ingeniør, og derfor ikke bange for at man skal udvikle nyt. Det er når der udvikles nyt, at mit fag rigtigt kommer i spil.

  • 9
  • 0

Stig Libori

Det er oplagt, at det kan gøres bedre. Man kan eksempelvis starte med at lagre resten af spildvarmen fra amminiaksyntesen som varme i et stenlager, hvor man yderligere hæver temperaturen til 650 grader vha elpatroner, sådan at 60% af varmen i stenlageret kommer fra "spilvarmen" fra NH3 produktionen og resten fra el. Varmen kan senere bruges til at lave el i en dampturbine med en virkningsgrad på 45%.

Spildvarmen er ikke noget synderlgt værd, fordi den er for dyr at anvende, fordi vindenergi er for billig.

Det kommer aldrig til at blive økonomisk muligt at bruge den i en dampturbine.

PTX bliver on board og ikke på øen medmindre der er tale om kompleks videreforarbejdning af brint.

Ca. 1/4 af de totale omkostninger til havvind går til elforbindelser, så der er ret tæt på samme andel som møllerne i sig selv koster.

Den fjerdedel kan man ligeså godt anvende mere rationelt til at producere PTX, der har en langt højere pris per kWh end elektricitet og iøvrigt er mange faktorer billigere at oplagre.

  • 2
  • 4

Spildvarmen er ikke noget synderlgt værd, fordi den er for dyr at anvende, fordi vindenergi er for billig.

Så du har læst en beskrivelse der siger, at lavtemperatur spildvarme ikke er meget værd, og konkluderer uden videre, at så er spildvarme ved 400 grader herller ikke meget værd?

Det må siges at være en af de mere spøjse måder at konkludere på... Jeg tror, at du bliver ret overrasket, når du ser, hvad der rent faktisk kommer til at foregå på den ø? Det er så stor en energihub, at der kommer til at blive energioptimeret på måder vi aldrig har set før. Fordi der er ret meget forskel på at få 10 GW effekt igennem et område på størrelse med en landsby og så de energistrømme vi plejer at se i samfundet...

  • 14
  • 0

Ca. 1/4 af de totale omkostninger til havvind går til elforbindelser, så der er ret tæt på samme andel som møllerne i sig selv koster.

Den fjerdedel kan man ligeså godt anvende mere rationelt til at producere PTX, der har en langt højere pris per kWh end elektricitet og iøvrigt er mange faktorer billigere at oplagre.

Har du nogle eksempler på prissammenligningen mellem el og PtX? Som privat forbruger er gas stadig billigere end el pr. kWh energi. Så længe elprisen overvejende er bestemt af fossile kraftværker må elprisen være mindst 2 gange højere end fossiler. For at ændre det kræves en gevaldig udbygning med vindmøller globalt og en hidtil uset omlægning fra fossiler til el i alle dele af samfundet.

At sammenligne energiøerne med en marsmission er måske rimelig. Hvorfor skal vi til Mars, bortset fra nysgerrighed og at det måske er muligt?

  • 2
  • 12

Stig Libori

Så du har læst en beskrivelse der siger, at lavtemperatur spildvarme ikke er meget værd, og konkluderer uden videre, at så er spildvarme ved 400 grader herller ikke meget værd?

Den spildvarme opstår 80 km til havs og er ikke noget værd, fordi alternativet til at drive stenlager og turbine etc. er at sætte flere møller op.

Der er ikke noget spøjst ved det. Samme temperatur forefindes direkte under os, hvis du går dybt nok og er heller ikke noget værd.

  • 0
  • 9

Der er ikke noget spøjst ved det. Samme temperatur forefindes direkte under os, hvis du går dybt nok og er heller ikke noget værd.

Jeg kan garantere dig for, at hvis det var enkelt at hente 400 grader varme i undergrunden, så gjorde vi det. Men virkeligheden er, at det koster boksen at hente det.

På Island kan de hente varme ved noget der ligner fjernvarmetemperatur tæt på overfladen, og jeg kan garantere for, at det er noget de udnytter. Ved ammoniakproduktion, hvor brinten produceres ved elektrolyse, kommer varmen lige ud reaktoren. Naturligvis vil man udnytte den til noget fornuftigt.

  • 13
  • 0

Stig Libori

Jeg kan garantere dig for, at hvis det var enkelt at hente 400 grader varme i undergrunden, så gjorde vi det. Men virkeligheden er, at det koster boksen at hente det.

På Island kan de hente varme ved noget der ligner fjernvarmetemperatur tæt på overfladen, og jeg kan garantere for, at det er noget de udnytter. Ved ammoniakproduktion, hvor brinten produceres ved elektrolyse, kommer varmen lige ud reaktoren. Naturligvis vil man udnytte den til noget fornuftigt.

Jeg forklarer mig for dårligt eller også forstår du mig ikke.

Jeg brugte netop eksemplet med geotermi til at eksemplificere at udgifterne til at bruge en resource er for høje.

Ingen ville gide at kompromittere et vindmølle design med en termisk generator.

Ok så kunne man designe vindmøllerne i klassisk stil, men el infrastrukturen er som jeg skrev ret kostbar - faktisk så kostbar at du mere eller mindre får betalt elektrolyse systemet, hvis du dropper den.

Hvad der rent faktisk kan foregå på øen ville være at indsamle brint og noget el inden det sendes videre. Om noget af det skal videre forarbejdes på øen afgøres af økonomien.

Selv med helt gratis spildvarme, så tvivler jeg stærkt på at en termisk generator vil kunne matche vindmøller, men der er da en pointe i at kunne producere el med oplagret varme når det ikke blæser nok.

  • 0
  • 1

Laves der kommerciel brint på Island ved elektrolyse og hvor eventuelt?

Det spørgsmpl er virkeligt "off" i forhold til den energioptimering jeg foreslog. Det relevante spørgsmål er, om det giver mening med højtemperatur varmelagring i et stenlager i forbindelse med ammoniakproduktion, hvor brinten produceres ved elektrolyse. Mit svar vil være et rungende ja: Både ud fra et exergisynspunkt, et energisynspunkt og et økonomisk synspunkt giver det maksimal mening.

  • 3
  • 1

Tak men det var ikke det jeg mente.

Selvfølgelig er der grønne mennesker der vil købe grøn brint overalt,men jeg ville spørge om der var nogen der lavede elektrolyse brint til gødning som Norsk Hydro i Rukjan på Island der har uhyrlig billig el.

Sålænge der ikke laves PTX etc på Island er PtX en smart måde at tørre kasser

  • 2
  • 9

Ingen ville gide at kompromittere et vindmølle design med en termisk generator.

Nu vil ammoniakproduktionen foregå på energiøen, så det vil også være der stenlageret er.

https://www.youtube.com/watch?v=ZgKkduOnMQk viser en vision fra en af investorgrupperne, hvor der er kombineret PtX med varmelagring. Så nogen har tænkt tanken. De viser dig ikke kombinationen med dampturbine-generator (eller den ligeså oplagte udbygning med en H2-drevet gasturbine, så man også kan lave backup vha combined-cycle gasturbineteknologi - altså bruge dampturbinen til to formål).

  • 2
  • 0

I Nordsøen har Danmark mange mulige saltkaverner i 500.000m3 størrelse med kapacitet på op til 400kWh/m3.

Kapacitet pr saltkaverne bliver 400kWh x 500.000 = 0,2TWh. Lageromkostninger i brint saltkaverner er beregnet til 2kr/kg. Se link side 18

Technical Potential of Salt Caverns for Hydrogen Storage in Europe

https://www.researchgate.net/profile/Dilar...

When energy density is translated into storage capacity (by multiplying the energy density by the cavern volume), the capacity of salt caverns in domal salt structures is estimated to be nearly 210 GWh

  • 2
  • 0

Det kunne være spændende med en offshore kaverne tæt på øen. Men jeg gætter på, at man hellere vil satse på en onshore kaverne, fordi den bedre undersøtter et onshore brintgrid

Ja, når Tyskland viderefører deres brintrørnet til Jylland inden 2030, vil det selvfølgelig være nemmest at starte saltkaverne brintlagring i land. men for at fremtidsikre energiøer bør brintlagring i saltkaverne on/offshore allerede nu planlægges.

Hvis Danmark som Tyskland skal have 25% el energi forbrug lager til de stille vinteruger, så kræver det op til 20TWh. Altså beregnes antal 500.000m3 saltkaverner: 20TWh/0,2TWh = 100 saltkaverner

Der er tilsvarende muligheder for onshore 0,2TWh saltkaverner i Jylland. Se link side 10

Technical Potential of Salt Caverns for Hydrogen Storage in Europe https://www.sintef.no/globalassets/project...

Siemens planlægger i 2025 prototype af 15MW havvindmølle med elektrolyse/vandbehandlingsanlæg til brint energi i rørnet, da infrastruktur med brintrør er 10x billigere end elkabler og 30x billigere end HVDC systemer.

Til havs vil lagring af brint i nærliggende saltkaverne være optimal ved vedvarende blæsevejr med maksimal havvindmølle effekt, som ellers ikke kan afsættes. Når PtX anlæg i land har brug for brint, kan saltkaverneanlæg infrastruktur med rørnet til land afgive brint til fremstilling af PtX som for eksempel metanol eller ammoniak og eksport til nærliggende lande med brintrørnet.

  • 1
  • 0

Hvis Danmark som Tyskland skal have 25% el energi forbrug lager til de stille vinteruger, så kræver det op til 20TWh. Altså beregnes antal 500.000m3 saltkaverner: 20TWh/0,2TWh = 100 saltkaverner

Jeg håber ikke at nogen forventer at vi skal producere PtX for at kunne opretholde produktionen af PtX... Det er heller ikke planen at vi skal producere PtX for at kunne opretholde varmeproduktionen, der er planen at anvende fast biomasse...

Et lager på 20 TWh vil svare til næsten 6 måneders klassisk forbrug + persontransport...

  • 9
  • 0

Et lager på 20 TWh vil svare til næsten 6 måneders klassisk forbrug + persontransport...

Tyskland har nu naturgas kraftværk gasturbiner til at kompensere for fluktuerende sol/vind energi. Alle kraftværk gasturbine fabrikanter satser på opgradering fra naturgas til 100% brint inden 2030. Herefter har Tyskland planlagt gradvis udfasning af naturgas fra blandt andet Rusland. Naturgas erstattes altså efterhånden af grøn brint i Tyskland, hvis muligt. Derfor krav om 25% lagring af elproduktion, som nu er naturgas, men i fremtiden brintlagring.

Tyskland vil efter 2030 mangle grøn brint og her kan Danmark få eksport eventyr, hvis vi kan lagre og eksportere grøn brint fra havvindmøller. Elektrolyseanlæg og saltkaverneanlæg har sekunder reaktionstid, som kan kompensere for fluktuerende sol/vind og stabilisere elnet. England og Holland har også samme planer.

  • 1
  • 0

Hvis Danmark som Tyskland skal have 25% el energi forbrug lager til de stille vinteruger, så kræver det op til 20TWh. Altså beregnes antal 500.000m3 saltkaverner: 20TWh/0,2TWh = 100 saltkaverner

Jeg tvivler nu på, at det er den type beregninger man vil anvende til dimensioneringen. Fordi meget af backup kapaciteten vil komme fra andre kilde, blandt andet termisk lagring samt biomasse.

Når det gælder kaverner, "mister" man omkring 30% af kapaciteten til stødpuden, som skal holde et tilstrækkeligt tryk i lageret. Alene det taler for at man gerne vil holde lagerkapaciteten nede. Det er en ganske betragtelig mængde gas man mister på den måde.

  • 4
  • 0

Men jeg kan da se nogle oplagte "mangler" i den gengivelse.

Det er korrekt, at man gerne vil udnytte varmetabet fra ammoniaksyntesen til elektrolyse i keramiske elektrolyseceller. Det er bare "kun" 30-40% af varmetabet som udnyttes på den måde, ligesom det er en skam at udnytte et varmetab med en outlettemperatur på 400 grader til at lave damp ved 130-150 grader, som soec har brug for.

Ja, men SOEC skal operee ved 750 grader C - ikke de 150 gr C du skriver. Det står der i referencen jeg gav. Hvor ved du iøvrigt fra at SOEC virker - der er da kun problemer med den tekmologi pt. levetid etc etc. Se https://en.wikipedia.org/wiki/Solid_oxide_...

Man kan lave mange julelege som du skriver...

Kan du iøvrigt sige noget om den effekt man kræver fra vindmøller, som jo gennmegås i linket jeg gav der tog udgangspunkt i IDAs egen fremtidsvision for enrgistrømme 2045? Her ser man jo at der er tale om en installeret vindmøllekapacitet på ca 60 GW med en forventet virkningsgrad på ca 50% offshore .

Vil du ikke nok vise et tilsvarende skema som er korrekt efter din mening. Som viser energiforbrug og virkningsgrad i de forskellige dele af systemrne. Du havde jo en ide om at man kunne bruge et varmelager ("sten") til at opsamle varme suppleret med varme fra elpatorner til at drive en dampturbine med en effektivitetsgrad på ca 45%. Hvilken betydning har denne ide eller "juleleg"? Jeg ser bort fra at du nok har misforstået kravet til temperatur i SOEC (750 gr. C står der mange steder i omtale af SOEC, også i linket jeg gav til www.klimarealisme.dk . hvor du mener der er tale om 150 gr. C. Hvor ser du denne SOEC metode omtalt og virke godt?)

Det ville hjælpe gevaldigt på at forstå det "storslåede" projekt hvis man fik lidt tal på bordet - som i IDA s vision og de der findes i linket med alle sytemer listet og vurderet med vikningsgrader og produktionstal

  • 1
  • 13

Ja, men SOEC skal operee ved 750 grader C - ikke de 150 gr C du skriver.

For at øge levetiden på soec driver man dem såkaldt termoneutralt. Det vil sige, at de elektriske tab i cellen plus den varme man tilfører via dampen, præcist skal kunne holde dem på driftstemperaturen.

I praksis betyder det, at dampen skal have en temperatur på 130-150 grader, for at man får en fornuftig driftstemperatur. Resten leveres af de elektriske tab i cellerne. Det er en ganske betydelig del af energiforbruget der på den måde kommer fra dampen, fordi fordampningen af vandet er en meget energikrævende proces.

IDA's beregninger tager ikke hensyn til, at man med en energiø med PtX-produktion, vil designe vindmøllerne med en højere specifik rotoreffekt, for energiøen var slet ikke besluttet, da de regnede på det. Jeg er heller ikke sikker på, at branchen endnu har opdaget, at sådan en energiø favoriserer en anden måde at designe vindmøller på?

Med backup-kapacitet som beskrevet, vil man formentligt kunne nå op på en kabeludnyttelse i HVDC-kablerne på 75-80%. Alene det gør det til en yderst interessant måde at designe på.

Der ligger enorme beregninger bag IDA's klimaplan, så du kan ikke få en tilsvarende beregning. men jeg har givet dig principperne for, hvordan man kan få en række yderligere gevinster, som ikke er med i IDA's plan.

  • 3
  • 0

Når det gælder kaverner, "mister" man omkring 30% af kapaciteten til stødpuden, som skal holde et tilstrækkeligt tryk i lageret.

Ja, ved startup af brint saltkaverne til 200bar tryk kræves "engangs" 30% stødpude. Men herefter vil der ikke være tab, da saltvægge vil være fuldstændig tætte og uigennemtrængelig for brint.

Holland har sep 2021 fuldført test af brint saltkaverne ved Groningen og begyndt at tilføre brint. Den vil være fuld operational i 2026. Yderligere 3 brint saltkaverner er planlagt inden 2030. Og Holland har ambition om op til 4GW effekt fra saltkaverner inden 2030. Se link

Successful start of hydrogen storage demonstration project strengthens hydrogen development. https://www.gasunie.nl/en/news/successful-...

  • 10
  • 0

Det er korrekt, at man gerne vil udnytte varmetabet fra ammoniaksyntesen til elektrolyse i keramiske elektrolyseceller. Det er bare "kun" 30-40% af varmetabet som udnyttes på den måde, ligesom det er en skam at udnytte et varmetab med en outlettemperatur på 400 grader til at lave damp ved 130-150 grader, som soec har brug for.

Jeg kontrollerede lige beregningerne, og havde fået sat en forkert koefficient ind i entalpi-beregningen i regnearket. I virkeligheden vil soec vil bruge omtrent hele varmeproduktionen fra ammoniaksyntesen.

På den ene side er det gode nyheder, fordi det forbedrer systemvirkningsgraden. Der er stadig dårlig exergiøkonomi, fordi spildvarmen er ved 400 grader, mens dampen til soec er ved 130-150 grader. Der kan godt udtænkes situationer, hvor man stadig kan udnytte varmeproduktionen i et stenlager, men ideen er knap så oplagt, når der ikke er et egentligt energioverskud (man kan i princippet udnytte noget af exergien vha varmepumper, men ideen er tvivlsom i den virkelige verden).

  • 3
  • 0

Det du fortæller mig, er, at man vil bygge meget mere vind end man vil være istand til at ilandføre el fra, hvilket er tåbeligt.

Det vil være nemmere for alle parter, hvis du læste hvad folk skrev, fremfor at fremføre patetiske stråmandsargumenter.

Benægter du, at man vil bygge mere vind end man er istand til at ilandføre el fra? Hvis det ikke er tilfællet er der nemlig slet ingen grund til at bygge energiøen, så kan ellen bare ilandføres og PtX kan laves på land.

  • 1
  • 13

Benægter du, at man vil bygge mere vind end man er istand til at ilandføre el fra?

@Jesper Ø.

Inderligt ligegyldigt!

Hvis du laver en vindmøllepark på 1GW peak og et tilhørende kabel der kan flytte 1GW. Så vil kablet være under udnyttet langt det meste af tiden (overprovisioneret)

Med de priser der er efterhånden er på vindmøller, kan det økonomisk godt give mening sig at opsætte mere VE end kablet kan bære.

Tabt potentiale ved de få timer der er maksimal vind ydelse kan indhentes af lavere kabelomkostninger.

Det er et regnestykke hvor det gælder om at få flest mulige Kwh leveret for færrest mulige penge.

Øvelsen kan også gælde for solceller på land der er placeret et sted med for tynd infrastruktur.

  • 10
  • 1

Jeg fandt selv en pris: 240 eur/MWh, eller omkring 1.800 Dkk/MWh. Så eksempelvis et 2000 GWh lager kan estimeres at koste omkring 3,6 mia Dkk, som et første estimat...

Hvordan går det med startup i dec 2020 af "Projektet Green Hydrogen Hub Denmark (GHH)" med underjordisk brintlager i området mellem Hobro og Viborg.? Her må der også være økonomiske beregninger af "lagerkostpriser" i kr/kg brint?

NYT, STORT BRINTANLÆG KAN STYRKE DANMARKS GRØNNE OMSTILLING https://energinet.dk/Om-nyheder/Nyheder/20...

GHH’s overordnede formål vil først og fremmest være at sikre vedvarende energi, uanset om vinden står stille, eller om soltimerne er få. Helt konkret undersøger projektet muligheden for på sigt at etablere et 350 MW elektrolyseanlæg, 200.000 MWh brintlager og et 320 MW CAES-anlæg, der som sidste led i værdikæden vil kunne omdanne den grønne brint tilbage til elektricitet. Ved at kombinere et sæsonlager af brint med et korttidslager i form af CAES kan forbrugere forsynes med 100 procent grøn strøm i alle timer året rundt. Med andre ord vil projektet, baseret på elproduktion fra sol og vind, kunne balancere et strømforbrug svarende til 280.000 husstandes elforbrug.

  • 1
  • 0

Hej Jesper Ørsted

Det du fortæller mig, er, at man vil bygge meget mere vind end man vil være istand til at ilandføre el fra, hvilket er tåbeligt.

Det vil være nemmere for alle parter, hvis du læste hvad folk skrev, fremfor at fremføre patetiske stråmandsargumenter.

Benægter du, at man vil bygge mere vind end man er istand til at ilandføre el fra?

Hvis du læste hvad jeg skrev ville du se, at jeg min betragtning er at du skulle læse hvad folk skrev, fremfor at fremføre patetiske stråmandsargumenter.

Dit sidste indlæg inderstøtter denne betragtning.

  • 8
  • 1

@Jesper Ø.

Inderligt ligegyldigt!

Hvis du laver en vindmøllepark på 1GW peak og et tilhørende kabel der kan flytte 1GW. Så vil kablet være under udnyttet langt det meste af tiden (overprovisioneret)

Med de priser der er efterhånden er på vindmøller, kan det økonomisk godt give mening sig at opsætte mere VE end kablet kan bære.

Tabt potentiale ved de få timer der er maksimal vind ydelse kan indhentes af lavere kabelomkostninger.

Det er et regnestykke hvor det gælder om at få flest mulige Kwh leveret for færrest mulige penge.

Øvelsen kan også gælde for solceller på land der er placeret et sted med for tynd infrastruktur.

Fuld produktion opnås typisk ved 15-25 m/s, det er ikke sjældent om vinteren på Nordsøen (men ikke i de indre danske farvande). Der er 2 problemer ved ikke at ilandføre: 1. Man mister overskudstrøm til PtX fremstilling 2. Man mister muligheden for at lagre overskudsstrøm som f.eks. brint til brug når vinden ikke blæser. Og det siger sig selv, at vindmøllernes KF falder. Men på den anden side får vi så mulighed for at bruge meget mere russisk gas, det tror jeg bestemt Gazprom og Putin vil være glade for.

  • 1
  • 15

Men på den anden side får vi så mulighed for at bruge meget mere russisk gas, det tror jeg bestemt Gazprom og Putin vil være glade for.

Da det kun er spidsen der reguleres lidt ned, skal det naturligvis holdes op imod merprisen på kablerne, som der allerede er nævnt... Det vil desuden give en mere jævn produktion at man klipper toppen af de få årlige spidser. Om det påvirker kf positivt eller negativt afhænger af om man opgøre den maksimale produktion som det møllerne til sammen kan regulere eller som det anlægget til sammen kan leverer til nettet. Lidt det samme som at det ikke er generatorens makseffekt man regner med på er atomkraftværk, men det som værket kan leverer til nettet...

Og nu er vi nok fremme ved kernen i problemet. Putins gas skal naturligvis reserveres til backup for de lande der satser på atomkraft og ikke til VE... 😂

  • 12
  • 2

Jeg er lidt i tvivl, om

Slut med udskylning af kaverner, 2016

er i kraft.

Jeg forstår at indsivende grundvand over tid fylder hulrummet sådan at en tømning af og til er nødvendig - et miljø-problem for Limfjorden. Dét miljø-problem ændres sig ikke, hvis den bliver fyldt med brint istedet for.

Det ligger til gengæld lige for, at bruge kavernerne ude i Nordsøen, hvor man kunne forestille sig, at en højere saltkoncentration ikke vil skade på samme måde som i fjorden.

Jeg er ikke lige med på, at en tømning af vand i bunden ikke kan ske uden at tømme kavernerne helt for gas først? Især ikke, hvis man designer for det fra starten.

  • 3
  • 0

Kan man sorgløst gemme brint i kaverner som det gøres med naturgas? Såvidt jeg husker kan det reagere med ilt i stort set alle blandingsforhold og flammehastighed or whatever er høj.

  • 2
  • 5

Ganske vist ikke helt skarp på trådens emne, men:

"Tysk energiselskab skal bygge Danmarks første støttefrie havvindmøllepark"

"Som noget andet nyt i Thor-udbuddet er ilandføringen – transformerstation på havet inklusive koblingsstation på land og kabler frem til transmissionsnettet i Idomlund – inkluderet i budprisen."

https://pro.ing.dk/gridtech/artikel/tysk-e...

  • 5
  • 0

Jeg er ikke stødt på nogen kommerciel brug af den O2 der følger med elektrolysen.

Ole opfinder søger derfor en billig distribution + diffusers løsning så de indre danske farvande kan få sig ilt-løft når det strammer til om sommeren ...

  • 3
  • 2

Fuld produktion opnås typisk ved 15-25 m/s, det er ikke sjældent om vinteren på Nordsøen (men ikke i de indre danske farvande). Der er 2 problemer ved ikke at ilandføre: 1. Man mister overskudstrøm til PtX fremstilling 2. Man mister muligheden for at lagre overskudsstrøm som f.eks. brint til brug når vinden ikke blæser. Og det siger sig selv, at vindmøllernes KF falder. Men på den anden side får vi så mulighed for at bruge meget mere russisk gas, det tror jeg bestemt Gazprom og Putin vil være glade for.

@Jesper Ø

Din tilgang var korrekt dengang vindmøller(og sol) var markant dyrere end kablerne. Nu er VE blevet så billigt at kablernes KF har synlig økonomisk betydning på prisen pr leveret Kwh.

Hvor mange timer er der maksimal vindydelse om året på en given vindmøllepark? Og hvad gør det hvis der mistes f.eks 30% potentiel ydelse de få timer, når der kan hentes 30% mere alle de andre timer på året ?

Når vinden ikke blæser, har jeg endnu tilgode at se en naturlov der dikterer, at at det kun må er PtX der kan lave backup.

Strøm til PtX BØR PtX folket selv fremskaffe frem for at nasse sig til billig strøm betalt af andre! [1]

De bør også afholde sig fra alle former for statsstøtte, eller som absolut minimum oplyse hvad PtX ville koste hvis de selv skulle betale hele gildet.

[1] Det eneste vi hører er en påstand om "billigt" men jeg synes at have overset hvad der sammenlignes med når ordet "billigt" benyttes ? Og hvis det nu er "billigt" som som det jo påstås, hvorfor så forsøge at rage statsstøtte til sig ?

  • 4
  • 3

Strøm til PtX BØR PtX folket selv fremskaffe frem for at nasse sig til billig strøm betalt af andre!

Vi har et offentligt elnet hvor alle har lige ret til at bruge strømmen... Hvorfor har en fabrik der producere beton, plastikdimser eller anden produktion mere ret til at "nasse sig til billig strøm"? Det er også blevet meldt ud at datacentre pludselig ikke skal have samme ret til elnettet som alle andre og nu skal det altså også gælde for folk der producere PtX... Kan man få en liste over de elforbrugere vi godt vil dele vores elnet med og dem vi ikke kan li?

  • 5
  • 1

Kan man få en liste over de elforbrugere vi godt vil dele vores elnet med og dem vi ikke kan li?

Dem der betalte PSO vs dem der ikke betalte

Dem der betaler SKAT vs dem der ikke betaler.

(PSO'en blev overført fra bruger betaling til kollektiv hæftelse og der bidrager erhvervslivet minimalt, mens borgerne skulle betale en større andel end før, især de laveste indkomster)

Hvorfor skal borgerne betale 85% af statsstøtten til VE projekterne når det er erhverslivet der bruger mest strøm? (Burde der ikke betales efter forbrug ?)

Og så er der alle de selskabskonstruktioner der bevidst går efter at undgå at virksomhedsskatter. Hvorfor skulle de have adgang til noget alle andre betaler for ?

I bund og grund er det konvertering af PSO til personskatter der er roden til problemstillingen omkring "dem og os"

  • 3
  • 4

Strøm til PtX BØR PtX folket selv fremskaffe frem for at nasse sig til billig strøm betalt af andre!

Jeg lavede et par modelkørsler, for at illustrere, hvorfor elektrolyse tæt på vindmøller kan være en god ide. Fordi det kun er en illustration, har jeg ignoreret ting som vindskygge, nedetid, effektkurvetab og elektriske tab i vindmølleparken. Da det nok bliver ude på havet de største gevinster ver, vælger jeg en middelvind på 10,73 m/s og en weibull formfaktor på 2,0.

Jeg har benyttet V112-3,3 MW vindmøller til beregningerne, hvor jeg dog har tilpasset effektkurverne, så møllerne først lukker ned ved 30 m/s (som V236-15,0 MW). Fordelen ved elektrolyse tæt på møllerne øges nemlig, hvis møllerne lukker så lidt ned som muligt pga høj vindhastighed. Det skyldes, at elektrolyse er særlig velegnet til at bruge spidsproduktionen til at producere brint.

V112-3,3 MW har en specifik rotoreffekt på 335 W/m². Til sammenligning har V236-15,0 MW en specifik rotoreffekt på 342,9 W/m²

For nemheds skyld har er jeg gået ud fra en park på 999,9 MW (303 møller). Jeg kan så skrue op og ned for, hvor meget af spidserne, elektrolysen skal bruge. Uden elektrolyse får vindmøllen en årlig produktion på 5500 fuldlastimer (det ville være 4900 fuldlastimer med skønnede tab, som ved energiøen).

Bruger man spidseffekterne til elektrolyse, vil man indlysende spare elkabler, men man får også en reguleringsmulighed, hvor man alt efter elpriserne kan vælge at lave elektrolyse eller sende strøm i land. Derfor angiver jeg både tallene for "minimal" elektrolyse (hvor man kun bruger peakload til elektrolyse) og maksimal (hvor man bruger så meget af produktionen som muligt til elektrolyse. Tallene er for 400 - 500 - 600 MW elektrolysekapacitet:

Ved minimal elektrolyse: elproduktion (elkablernes fuldlasttimer): 6308 - 6531 - 6773 elektrolyse: (fuldlastimer af elektrolysen): 4289 - 4470 - 4652

elproduktionens andel af produktionen uden elektrolyse er i de 3 tilfælde: 68,8% - 59,4% - 49,2%

Ved maksimal elektrolyse: elproduktion (elkablernes fuldlasttimer): 4652 - 4470 - 4289 elektrolyse: (fuldlastimer af elektrolysen): 6773 - 6531 - 6308

Det ses, at elektrolyse i tilknytning til vindmøller giver en ganske betydelig reguleringsmulighed, hvor indtjeningen kan maksimeres ift de øjeblikkelige elpriser. Der er næppe ret mange vindmølleejere, som ikke ville være interesserede i sådan en reguleringsmulighed.

Der er naturligvis også mulighed for at vælge vindmøller med vn højere specifik rotoreffekt. På den måde kan man maksimere den samlede årsproduktion fra en havmøllepark, uden at gå på kompromis med kablernes kapacitetsfaktor, ved at tage "spidserne" med elektrolyse. Det vil mindske Lcoe pr kWh produceret, og øge den samlede indtjening fra parken. Højere specifik rotoreffekt vil alt andet lige gøre det mere interessant med en høje elektrolyseeffekt, hvilket giver stor reguleringsmulighed (se tallene herover), og dermed stor fleksibilitet i valget mellem elektrolyse og el.

Der er meget store muligheder ved at kombinere havvind med elektrolyse. Også for vindmølleejerne, men så sandelig også for samfundet, som alt andet lige vil få dels de økonomiske fordele, men også fordelene ved en større årsproduktion pr havmøllepark.

  • 8
  • 2

Der er bare det, at Thor kommer til at betale 2,8 mia til fællskassen. Forsvinder problematikken så, eller vender den fortegn, efter din mening?

Får jeg så alle mine PSO/statsstøtte penge tilbage i skat, eller gives de væk som skattelettelser erhvervslivet ? Og i fald jeg fik topskattelettelser, hvad så med de laveste inkomster ?

Kan du sortere elektroner fra statsstøttede projekter vs ustøttede ?

Eller laver PtX folket(datacentre mv) aftaler hvor de forpligter sig til kun at bruge strøm når ustøttede VE anlæg kan levere ?

Og har PtX folket tænkt sig at unlade at søge støtte til opførsel af PtX anlægene ?

  • 0
  • 10

Får jeg så alle mine PSO/statsstøtte penge tilbage i skat, eller gives de væk som skattelettelser erhvervslivet ? Og i fald jeg fik topskattelettelser, hvad så med de laveste inkomster ?

Der er da heldigvis valg med op til 4 års interval og der vælger vi de 179 personer som skal træffe disse svære valg på vegne af os alle... Det er lidt nemmer at administrere fælles regler end at hver enkelt borger skal spørges om hvad de ønsker deres indbetaling til fælleskassen, skal bruges til...

  • 6
  • 0

Får jeg så alle mine PSO/statsstøtte penge tilbage i skat, eller gives de væk som skattelettelser erhvervslivet ? Og i fald jeg fik topskattelettelser, hvad så med de laveste inkomster ?

Det kunne være at pengene gik til sygeplejersker. I sidste ende ja, de penge hjælper med det samlede skattetryk og hvordan skattetrykket fordeles på erhverv og private er ikke relevant her.

Kan du sortere elektroner fra statsstøttede projekter vs ustøttede ?

Nej men man kan sammenlægge beløbet der udbetales med det der tjenes. Har vi et problem hvis der overføres penge fra et projekt til et andet? 2,8 milliarder på bare én park er trods alt en del og så får vi også indirekte gavn af en lavere elpris.

  • 4
  • 0

Har du en forventet lagerpris for lageret, da det formentligt er det lager der ligner de danske lagermuligheder mest?

Den nyeste forventede 200GWh brint salt kaverne lagerpris i Europa er fra juni 2021 og beregnet til 1,35 kr/kg brint med anlægsomkostninger 1,3 millard kr af Gas Infrastructure Europe (GIE). Se link side 51

Picturing the value of underground gas storage to the European hydrogen system June 2021 https://www.gie.eu/wp-content/uploads/filr...

Beregnet brint lageromkostninger i saltkaverne levetid LCOS = 0,18 Euro/kgH2 giver 1,35 kr/kgH2

og anlægsomkostninger for saltkaverne CAPEX = 29 Euro/kgH2 giver 218 kr/kgH2

Brint energi 33MWh = 1 tons og 200GWh brint salt kaverne giver 6000 tons:

Anlægsomkostninger CAPEX: 29 Euro x 6 mill kg = 174 mill Euro giver 1,3 millard kr

  • 1
  • 1

Anlægsomkostninger CAPEX: 29 Euro x 6 mill kg = 174 mill Euro giver 1,3 millard kr

Interessant, at https://www.rug.nl/ceer/blog/ceer_policypa... Figur 2.11 (2019), når frem til en langt lavere pris, nemlig omkring 240 eur/MWh, hvoraf omtrent en ottendedel er cushion gas. Det svarer til "kun" 0,36 mia for 200 GWh.

Jeg skal ikke kunne sige, hvad den "rigtige" pris er, men det er under alle omstændigheder en billig form for lagring...

  • 1
  • 0

Og har PtX folket tænkt sig at unlade at søge støtte til opførsel af PtX anlægene ?

Jeg tænker, at de går efter alle de penge de kan få. Nogle af de projekter, som er i gang nu ser ret håbløse ud, efter min mening.

Men når vi når frem til energiøprojektet, kan jeg ikke forestille mig, at PtX kan få støtte længere. Så skal det forbedre businesscasen for vind, ikke forværre den.

  • 2
  • 1

Carsten Troelsgaard

Jeg er ikke stødt på nogen kommerciel brug af den O2 der følger med elektrolysen.

Ole opfinder søger derfor en billig distribution + diffusers løsning så de indre danske farvande kan få sig ilt-løft når det strammer til om sommeren ...

Samlokalisering med affaldsforbrænding ville markant øge effektiviteten og skaffe en kilde af billig højkoncentreret CO2 til PTX.

Da du specifikt vil gøre noget for de danske farvande, så er det jo værd at notere sig at lukningen af mink farmene har sparet et stort behov for endnu en milliard dyr vandmiljøplan.

  • 3
  • 0

Hej Stig

Figur 2.11 (2019), når frem til en langt lavere pris, nemlig omkring 240 eur/MWh, hvoraf omtrent en ottendedel er cushion gas. Det svarer til "kun" 0,36 mia for 200 GWh.

Se link side 27 https://www.rug.nl/ceer/blog/ceer_policypa...

Jeg fandt selv en pris: 240 eur/MWh, eller omkring 1.800 Dkk/MWh. Så eksempelvis et 2000 GWh lager kan estimeres at koste omkring 3,6 mia Dkk, som et første estimat...

Mine tal var estimeret anlægspris for 0,2TWh brint salt kaverne. Og dine tal var for 2000GWh=2TWh saltkaverne. Og det giver 1.800kr x 2.000.000MWh = 3,6mia kr. Så for en 0,2TWh saltkaverne giver det: 3,6mia kr x 0,2/2TWh = 360 mio kr

Den nyeste forventede 200GWh brint salt kaverne lagerpris i Europa er fra juni 2021 og beregnet til 1,35 kr/kg brint med anlægsomkostninger 1,3 mia kr af Gas Infrastructure Europe (GIE).

Brint saltkaverne lagerpris (GIE) på 1,35kr/kg er afhængig af udnyttelsen af lager. Altså om det er sæsonlagring eller dag til dag cyklus. Og anlægspris er afhængig af rørnet, udstyr in/output/filtre, kompressorer til fluktuerende reaktionstider etc.

  • 1
  • 1

Den nyeste forventede 200GWh brint salt kaverne lagerpris i Europa er fra juni 2021 og beregnet til 1,35 kr/kg brint med anlægsomkostninger 1,3 mia kr af Gas Infrastructure Europe (GIE).

https://www.gie.eu/wp-content/uploads/filr... Ovennævnte anlægspris CAPEX 29Euro/MWh på 1,3mia kr er forkert, da den er baseret på 80.000m3 saltkaverne.

Link side 51 angiver CAPEX for 500.000m3 pris til 81mio Euro som giver 607mio kr.

  • 0
  • 0

Ovennævnte anlægspris CAPEX 29Euro/MWh på 1,3mia kr er forkert, da den er baseret på 80.000m3 saltkaverne.

Link side 51 angiver CAPEX for 500.000m3 pris til 81mio Euro som giver 607mio kr.

Og så er de to kilder pludseligt næsten enige :-) Set i den store sammenhæng er 360 og 607 mio tæt på det samme, da der jo ligger en række skøn i det.

"Mit" link gør så opmærksom på den kraftigt reducerede pris ved at benytte en allerede eksisterende kaverne (en fjerdedel af prisen). Det må i det mindste betyde en kraftigt reduceret pris på udtømte naturgasfelter, da de jo hentes fra naturlige saltstendomes. Det kunne tale for, at man får fragtet enten brint eller ammoniak den vej.

  • 0
  • 0

Det må i det mindste betyde en kraftigt reduceret pris på udtømte naturgasfelter, da de jo hentes fra naturlige saltstendomes. Det kunne tale for, at man får fragtet enten brint eller ammoniak den vej.

Gas Infrastructure Europe (GIE) estimerer brint behov og brint lagring (saltkaverner og lignende) for omkringliggende lande (Nordsø og Østersø) i 2030 og 2050:

Brint energi i TWh: Behov 2030/lagring 2030; Behov 2030/lagring 2050

Belgien: 2030 18/4; 2050 94/22

Danmark: 2030 3/1; 2050 22/5

Tyskland: 2030 66/16; 2050 470/111

Holland: 2030 26/6; 2050 133/31

Polen: 2030 15/3; 2050 153/36

Sverige: 2030 8/2; 2050 34/8

England: 2030 29/7; 2050 244/57

Se link side 38 https://www.gie.eu/wp-content/uploads/filr...

  • 1
  • 1

Hej. Har Energinet eller COWI beregnet hvor høje øerne eller bølgebryder/mole omkring øen skal være?

COWI kom med et skøn, men det er noget der forskes intenst i lige nu. Der er i princippet to måder at gøre det på:

1) Ingeniørløsningen, hvor man beskytter med betonkasser fyldt med sand. Det er en metode, hvor man lægger arm med naturen. Den største svaghed ved metoden er, at der skal beskyttes imod, at bølgerne efterhånder "undergraver" kasserne, med en såkaldt scourprotection

2) Den mere "naturlige" metode, hvor man efteraber naturens egne metoder til at lave øer. Artiklens illustration fra Gottlieb Paludan Architects er et eksempel på denne strategi. Den slags metoder kan godt gøre ingeniører lidt nervøse, men naturen har en del erfaring med den form for ødannelse. https://www.gottliebpaludan.com/da/post/hy...

Det bliver spændende at se, hvilken af de to strategier man ender med at vælge (måske en kombination)?

  • 5
  • 1

I dag har politikerne så lige vedtaget, at den fulde energiø med 10 GW havvind skal realiseres inden 2040 :-)

I princippet kan beslutningen omgøres. Men det kommer næppe til at ske. Blandt andet fordi Industrien er vilde med ideen.

Men hvorfor er du imod energiøen i Nordsøen?

  • 6
  • 1

Nyeste fra folketinget: 2GW havvind blandt andet ved Bornholm.

Den bornholmske park vil kræve en væsentlig forstærkning af kablet til Sverige. Det kunne ses som en skalamodel af energiøerne.

  • 3
  • 4

143 Jens Østergaard skriver

Da du specifikt vil gøre noget for de danske farvande, så er det jo værd at notere sig at lukningen af mink farmene har sparet et stort behov for endnu en milliard dyr vandmiljøplan.

Har du referencer til det?

Skal det forstås sådan, at de store minkhuse ikke har kunnet håndteres som punktkilder og blot blevet til endnu en diffus forureningskilde fra landbruget?

Den sidste opgørelse for Tilstanden i det danske vandmiljø (basis for 2021-2027 planlægning):

basisopgørelse, vand-og-jord

Samlet har 30 % af de undersøgte kilometer vandløb målopfyldelse. Samlet set har 28% af søerne målopfyldelse for de biologiske kvalitetselementer. Samlet set er der målopfyldelse for 5 % af de 109 kystvandområder I alt er 113 af 1705 grundvandsforekomster vurderet i kemisk ringe tilstand på baggrund af drikkevandsten, hvilket svarer til 41,2 % af grundvandsforekomsternes samlede volumen.

Så, nej. De uændrede forhold siden sidste basis-opgørelse antyder ikke, at miljøplaner kan spares.

  • 2
  • 0

COWI rapport om energiø angiver mulighed for PtX anlæg https://ens.dk/sites/ens.dk/files/Vindener.... Se link side 93

Hvis 1 GW PtX anlægges på energiø vil der kunne spares 1 GW HVDC forbindelse til 5,3mia kr. Istedet kan anlægges 1 GW brintrør forbindelse, som kun koster 1,1mia kr.

Brintrør infrastruktur til PtX anlæg (methanol; ammoniak etc.), brintlagre (saltkaverner etc.) og forbindelser til forbrugere (udlandet, kraftværker etc.) vil således have direkte forbindelse til energiø.

De totale omkostninger for en 10 GW energiø med 1 GW PtX (elektrolyseanlæg) kan estimeres ved nedenstående grove beregning ifølge COWI:

Energiø uden PtX (10 GW/ 46 ha energiø og elektrisk infrastruktur Sænkekasseø) ialt 51,4mia kr

PtX anlæg (areal 46ha udvidelse til 49 ha) 0,4miakr

1 GW PtX anlæg på ø (inkl. kompressorstation) 10,2mia kr

Sø brint rørledning 1,1mia kr

1 GW kompressorstation land & lagertank 0,2mia kr

-Udeladelse af 1 GW HVDC-forbindelse til DK 5,3mia kr

Altså vil energiø inklusive 1GW PtX anlæg koste ialt 58mia kr

  • 1
  • 0

Jeg kan ikke se hvor din modelkørsler viser det indlysende alternativ, elektrolyse på fastlandet. Det vil give din argumentation tyngde.

Der er fem markante fordele, sammenlignet med på land:

  1. Der er ikke ret mange vindmølleparker i stor skala på land
  2. Man sparer enorme udgifter til HVDC på energiøen, ved at lave elektrolyse der, eller i de enkelte havmølleparker
  3. Ved energiøen kan PtX levere varme til "elalgring". Det giver mulighed for backup-kapacitet, med større flaskehalsindtægter til følge
  4. Det modsatte sker på land, hvor strømmen til elektrolyse typisk skal via elnettet, så prisen på strøm til elektrolysen bliver for stor. Det giver færre driftstimer på elektrolyseanlægget på land, fordi kipprisen for selve strømmen bliver for lav
  5. På land er der ikke samme mulighed for at øge den specifikke rotoreffekt, fordi elproduktionen har en ret lav kapacitetsfaktor, sammenlignet med havet.
  • 4
  • 1

Altså vil energiø inklusive 1GW PtX anlæg koste ialt 58mia kr

Tommelfingerreglen er, at besparelser andre steder i systemet betaler omkring halvdelen af anlægsomkostningerne til PtX på energiøen. Beregningen er dog ikke helt fair, fordi falskehalsindtægterne formindskes, når der kommer mindre kabelkapacitet. Men bruger man "teknikken" med en højere specifik rotorkapacitet, mindskes flaskehalsindtægterne ikke (faktisk kan man få dem til at blive højere, hvis man gør det lidt klogt).

  • 2
  • 1

Energiøerne er et meget dyrt projekt som baserer sig på ustabil energi, i dette tilfælde vind. For stor satsning på ustabil energi fører til den situation vi oplever nu med stærkt stigende energipriser, da backupstrøm er dyr strøm. når der samtidig er for lidt vand i de norske og svenske vandmagasiner og man har nedlukket funktionsdygtig kernekraft er der åbnet for store prisstigninger. Alene en fuldt udbygget energiø koster lige så meget som at forsyne det meste af DK med stabil kernekraft, som ikke kræver backup i samme grad som ustabil energi gør. Der er 4G ThMSR reaktorer på vej som hvis disse masseproduceres kan implementeres til langt lavere pris af private aktører end traditionel kernekraft eller vind med stabil backup. MSR reaktorer er (i begrænset omfang) afprøvet, men bæredygtig teknologi. VE har på verdensplan ikke vist sig at kunne erstatte ret megen fossil energi, det kan langt fra følge med den øgede energiefterspørgsel. Blandt andet derfor har jeg ingen tillid til at dyre VE eksperimenter er værd at satse på. Da der mig bekendt ikke findes andre energiøer mener jeg at dette er et meget usikkert og frarådeligt eksperiment.

  • 4
  • 9

Der er 4G ThMSR reaktorer på vej som hvis disse masseproduceres kan implementeres til langt lavere pris af private aktører end traditionel kernekraft eller vind med stabil backup. MSR reaktorer er (i begrænset omfang) afprøvet, men bæredygtig teknologi.

Der findes ikke noget land i verden der har anvendt atomkraft til at dække hele deres energiforbrug. Ikke engang elforbruget har nogen lande satset på... Der findes ikke noget land der har planer om at atomkraft skal dække deres energiforbrug, eller bare halvdelen af deres energiforbrug...

Selv de lande der for 40 år siden satsede på atomkraft, har ikke større planer end at atomkraft skal opretholde status quo...

Findes der virkelig nogen der tror at et land som Danmark, uden erfaring med at drive et elsystem med en så konstant produktionsform, kan få det til at dække hele energiforbruget, med et konstant varierende forbrug, på under 30 år? Det vil jeg kalde et usikkert projekt... Energiøen er småting i den sammeligning, det er faktisk simpelt at bygge sådan en ø i forhold til drømmen om et atomkraftdominered energisystem...

  • 7
  • 1

PtX (eksempelvis ammoniakanlæg) er store pga skalafordele, så der skal meget strøm til. Spreder man det ud på en masse små vindmølleprojekter, kommer man til at betale for det med en masse brinttransport. Så derfor er det vigtigt med vind i stor skala.

Når jeg ikke sætter et beløb på, men bare bruger det "fluffy" enorme, skyldes det, at der er forskellige måder at gøre det på. Potentielt kan man spare endnu mere på at have elektrolysen i selve møllen, men det kræver en integreret løsning, hvor man er helt sikker på, at der ikke kan slippe brint op i nacellen. Det vil kræve udvikling af løsninger med "tætte" dele af møllen, men det kan naturligvis lade sig gøre. Men kommer det til at ske?

Og ja, man kan lave brintlagring på land, men det forbedrer ikke flaskehalsøkonomien i udlandsforbindelserne. Det ville det gør ved energiøen.

"Er vi ikke tilbage til prisen på kabler vs merprisen på PtX offshore?"

Nej, det handler om, at på land er strømmen dyrere, fordi man skal betale for, at få den gennem energinets kabler. Det skal man ikke ved energiøen, hvor man selv ejer kablerne. Det giver lavere marginale omkostninger ved energiøen (eller i den lingo man bruger i branchen: Det giver en højere kippris på strømmen ved energiøen).

"Umiddelbart synes jeg det modsattte argument er lige så vallidt, og påstår du at vindmøller ikke er designet med størst mulig samlet output til lavest mulig pris?"

På land er det optimale design en lavere kapacitetsfaktor end på havet. Det betyder, at en opskalering af elektrolyseeffekten via en højere specifik rotoreffekt bliver for dyr til at være interessant, fordi elektrolyseanlægget så får for få fuldlastimer om året.

  • 2
  • 0

Energiøerne er et meget dyrt projekt som baserer sig på ustabil energi, i dette tilfælde vind.

Faktisk kan energiøerne i høj grad være med til at stabilisere den effekt der bliver sendt gennem kablerne ret betydeligt, sammenlignet med det vi ser fra almindelige vindmøller. Det skyldes, at man kan lade elektrolyse tage den øverste del af effektkurven, så man ender med en ret høj kapacitetsfaktor i kablerne.

Samtidigt vil PtX potentielt give en del "spildvarme", som via varmelagring kan give backup-kapacitet, som yderligere kan forbedre kapacitetsfaktoren i kablerne. Det vil naturligvis hjælpe yderligere, at der er tale om udlandsforbindelser, så flaskehalse vil søge at sende strømmen i retning af dyre områder, når der er ledig kapacitet i kablerne.

Ikke-offentliggjorte beregninger viser, at kabeludnyttelsen bliver ret højt, selv uden PtX, pga udlandsforbindelserne.

  • 4
  • 1

Det skyldes, at man kan lade elektrolyse tage den øverste del af effektkurven, så man ender med en ret høj kapacitetsfaktor i kablerne.

Samtidigt vil PtX potentielt give en del "spildvarme", som via varmelagring kan give backup-kapacitet, som yderligere kan forbedre kapacitetsfaktoren i kablerne.

Hvordan lagres energi i MWh/GWh størrelse via elektrolyse fra den øverste del af effektkurven for høj kapacitetsfaktor i elkabler? Beregninger? Lagring i minut, time, dag, måned, sæson for højest mulig økonomi?

Hvordan kan spildvarme fra elektrolyse spildvarme via varmelagring give backup-kapacitet med foreslået alkaline elektrolyseanlæg, lavtemperatur < 100 grader, med nikkel elektroder og virkningsgrad > 80%?

  • 1
  • 0

Hvordan lagres energi i MWh/GWh størrelse via elektrolyse fra den øverste del af effektkurven for høj kapacitetsfaktor i elkabler?

Det er ikke varme fra elektrolyse, som er interessant i denne sammenhæng, der er derimod varme ved høje temperaturer fra den exoterme Haber-Bosch proces (NH3).

Varmen kan lagres i stenlagre: https://www.dtu.dk/om-dtu/nyheder-og-press...

Man kan bruge en simpel model, hvor "spildvarmen" får et tilskud varme fra en elpatron, inden det lagres ved omkring 600 grader. Varmen kan omdannes til el i et dampturbineanlæg (det vil kunne ske med en elvirkningsgrad på knap 50%). Men da omkring 2/3 af varmen i lageret kommer fra Haber-Bosch processen, får man effektivt en elvirkningsgrad på 150% minus lagertab.

De nævner at de gerne vil have en varmepumpe integreret med det. De tænker formentligt på en varmepumpe, som fungerer vha Bell-Coleman cyklussen https://www.ques10.com/p/38512/bell-colema... Det vil selvsagt forbedre elvirkningsgraden yderligere, så den måske kan nærme sig 2.

Da der er tale om backup kapacitet, vil det hjælpe med at øge kapacitetsfaktoren i elkablerne. Og så er backup kapacitet noget vi kommer til at interessere os mere og mere for i de kommende år.

Bemærk, at der er tale om et dags/uge-lager, ikke et sæsonlager, hvor brint eller ammoniak vil være mere velegnet. Men lagre på dags/uge basis kan i væsentlig grad mindske gasbehovet til backup kapacitet, så gassen kan bruges til vigtigere formål.

  • 3
  • 1

Stig, tak for dine mange gode forklaringer her. De er meget værd for en lægmand, som mig.

Men der er en ting jeg savner lidt uddybning af. Jeg tror, at noget af det du skriver, er dine egne (formodentligt gode) ideer, og andre dele er mere konkrete planer. Kan du prøve at dele det lidt op for os? Også måske en vurdering af hvor realistiske ideerne er. Jeg tænker f.eks. ikke nødvendigvis nogen mølleproducent vil udvikle/tilpasse en mølle så den passer bedre til en energiø, hvis salgspotentialet begrænser sig til parker omkring vores to øer.

  • 4
  • 0

Men der er en ting jeg savner lidt uddybning af. Jeg tror, at noget af det du skriver, er dine egne (formodentligt gode) ideer, og andre dele er mere konkrete planer.

Helt korrekt. Det konkrete i Nordsøen er, at en energiø med 3 GW kapacitet skal etableres så hurtigt som muligt (2033?) og udbygges til 10 GW inden 2040. Resten er private reflektioner. Projektet kan vælte på dårlig forrentning af udlandsforbindelserne gennem energiøen, men det jeg (uofficielt) hører fra branchefolk, der kan regne på den slags er, at udlandsforbindelsernes økonomi ser ret fornuftig ud.

Der er ret mange der har opdaget, at PtX kan være en god forretning i forbindelse med energiøerne, men det er ikke noget, som på nogen måde er vedtaget. Mange af reflektionerne i tråden handler om, hvordan man bedst får sikret rentabiliteten af PtX i forbindelse med et energiøprojekt. Det gælder også ideen om, at få de enkelte møller til at levere mere effekt, men bruge spidserne til PtX.

Undervejs i projektet er jeg blevet færdig med nogle indledende beregninger på økonomien i, at øge effekten af vindmøllerne, og kombinere det med fastprisaftaler på den del af strømmen elektrolysen er nødt til at aftage. Økonomien i ideen ser fornuftig ud, uden at være prangende. Men den giver en god beskyttelse af investeringerne i både havmøller og elektrolyse (teknologisk hedging), som gør investeringen særdeles interessant for risikoaverse investorer, såsom pensionsselskaberne.

  • 2
  • 1

. Økonomien i ideen ser fornuftig ud, uden at være prangende. Men den giver en god beskyttelse af investeringerne i både havmøller og elektrolyse (teknologisk hedging), som gør investeringen særdeles interessant for risikoaverse investorer, såsom pensionsselskaberne.

Betyder det at Du anvender tal for konverteringsvirkningsgrader i PtX processen og investerings størrelse ,som du selv tror på? I så fald kan Du dæmpe mege uro på de bagerste rækker ved at fortælle lidt om dem.

  • 3
  • 0

Betyder det at Du anvender tal for konverteringsvirkningsgrader i PtX processen og investerings størrelse ,som du selv tror på?

Jeg har fokuseret på alkaliske elektrolyseceller ude i havmølleparkerne. Der er anvendt en virkningsgrad (el -> HHV af brint) på 80,4%, som er den værdi energistyrelsen skønner i 2030 i sit seneste Teknologikatalog. Alkaliske elektrolyseceller er de teknologisk enkleste at bruge, og er derfor dem jeg foretrækker her. Jeg har valgt en elpris på 20 øre/kWh for den "tvungne" del af elforbruget til elektrolyse, mens der betales markedspris for yderligere elektrolyse. Anlæggene kan lige nøjagtigt "matche" markedsprisen på brint (13 kroner pr kg H2). Kan man også sælge ilten forbedres økonomien naturligvis, ligesom en CO2 afgift på brint vil forbedre økonomien.

På energiøen vil man af forskellige årsager formentligt foretrække soec. Her stiger usikkerheden i beregningerne, og det er ikke noget jeg har regnet på endnu.

  • 3
  • 0

Helt korrekt. Det konkrete i Nordsøen er, at en energiø med 3 GW kapacitet skal etableres så hurtigt som muligt (2033?) og udbygges til 10 GW inden 2040. Resten er private reflektioner.

Tak for svaret.

Kritikerne vil jo nok sige, at det hele er fugle på taget ind til videre.

Men "taget" er da i det mindste vedtaget nu.

Og det virker ret klart, at der er en del forskellige muligheder for at tjene penge på at hjælpe med at stabilisere det kommende fluktuerende el/energimarked.

Og med bl.a. Thor-udbuddet står det også klart at der er penge at tjene på at levere fluktuerende el. Man kan sige at der er lagt i kakkelovnen til en positiv spiral. Hvor der er penge, er der en vej ;)

  • 5
  • 0

Hej Stig Libori

"Er vi ikke tilbage til prisen på kabler vs merprisen på PtX offshore?"

Nej, det handler om, at på land er strømmen dyrere, fordi man skal betale for, at få den gennem energinets kabler.

Til gengæld er et PtX anlæg dyrere at etablere og vedligholde offshore.

På land er det optimale design en lavere kapacitetsfaktor end på havet. Det betyder, at en opskalering af elektrolyseeffekten via en højere specifik rotoreffekt bliver for dyr til at være interessant, fordi elektrolyseanlægget så får for få fuldlastimer om året.

Men dybest set handler det om den marginale produktion vs den marginale pris. Det virker lidt overraskende at man på nuværende havvindmøller ikke udnytter den marginale produktion hvis den marginale produktionspris er lavere end salgsprisen.

  • 2
  • 0

Det virker lidt overraskende at man på nuværende havvindmøller ikke udnytter den marginale produktion hvis den marginale produktionspris er lavere end salgsprisen.

Nu koster det en dyrere nacelle, at øge den specifikke rotoreffekt. Og det koster især dyrere ilandføringskabler. Det smarte med PtX på havet er, at så koster det ikke dyrere kabler. Det er afgørende for rentabiliteten.

  • 4
  • 0

Til gengæld er et PtX anlæg dyrere at etablere og vedligholde offshore

Man vil naturligvis udvikle modulløsning til havet, ligesom man har gjort med vindmøller, så udgifterne ikke stikker af. Pr. volumenenhed er elektrolyse væsentligt dyrere end vindmøller, så merprisen på havet bør ikke være så stor som for vindmøller.

Når det gælder mere kompliceret PtX, hvor man næppe kan sætte standardmoduler op på en havmølleplatform, skal de naturligvis placeres på energiøen, som teknisk set er land. Det er nok ret ligeyldigt for prisen, om skibet med delene skal sejle til en havn i Danmark, hvorfra der fragtes videre med en lastbil, eller om skibet kan nøjes med at sejle til havnen på en energiø.

Men det er da klart, at teknologivalg, hvor der måtte være væsentlige fordyrelser på havet, ikke vil ende på havet. Det er bare svært at se, at PtX skulle bliver voldsomt meget dyrere på havet. Som et modeksempel kan anføres, at når havmøller skal opstilles på land (Østerild) er det langt dyrere, end når de opstilles på havet, fordi vejlogistikken ikke kan håndtere så store enheder, som man kan på havet.

På samme måde vil man kunne samle langt større PtX moduler på en passende havn, og så sejle dem ud til energiøen, så processen kan industrialiseres, hvor man på land er nødt til at benytte mere håndværksmæssige metoder. På havet er det formentligt muligt at installere et 200 MW elektrolyseanlæg lige så hurtigt, som man installerer en havmølle, fordi den kan præfabrikeres på havnen. Det kommer man jo ikke til at kunne på land, fordi moduler i den størrelse ikke kan fragtes på land.

Så jeg tror dit modargument vil vise sig at være et tveægget sværd. Der er potentielt meget store fordele ved helt at undgå landtransport ved store emner.

  • 3
  • 2

Den industrialiserede del vil være elektrolyseceller. I første omgang som et indbygget modul i havvindmøllerne, så de ganske enkelt sættes op samtidigt med møllerne. Det kræver udvikling af en brinttæt del af vindmøllerne, så man ikke får brint op i de vitale mølledele. Man vil så lave forceret og kontroleret luftskifte i elektrolysedelen, hvor udblæsningslugten via "skorsten" afleveres uden for tårnet.

Det er kun elektrolysedelen, som kan gøres "smartere" på havet, fordi man kan udnytte det næsten tomme vindmølletårn og fundamentet dobbelt. Da hele logistikken omkring store havmølletårne allerede er på plads, kan man på den måde industrialisere elektrolysedelen af PtX. Man laver så den lukkede elektrolysedel på en passende fabrik på havnen og bygger den sammen med vindmølletårnet, inden der udskibes.

  • 2
  • 1

Da hele logistikken omkring store havmølletårne allerede er på plads, kan man på den måde industrialisere elektrolysedelen af PtX. Man laver så den lukkede elektrolysedel på en passende fabrik på havnen og bygger den sammen med vindmølletårnet, inden der udskibes.

Når PtX elektrolyse/vandbehandlingsanlæg indbygges i havvindmøller vil det kræve sikkerhedsregulativer og standardisering, som vindmøllefabrikanter sikkert allerede er i gang med. Siemens planlægger inden 2025 prototype havvindmølle med indbygget PtX og har udviklet 20MW PEM elektrolyseanlæg.

Hvis havvindmølle tårne i fremtiden har standardiserede “PtX tryktætte rum”i bunden af tårnet med porte til for eksempel 20fod containere (dimensioner 2,5x 2,9x6m) kunne de lejes/købes af “PtX firmaer”, således at vindmøllefabrikanter stilles fri og ikke behøve samtidig udvikling af PtX anlæg.

Havvindmøller på 15MW eller mere, som er forberedt for elektrolyse/vandbehandlingsanlæg har derfor mulighed for senere installation/opdatering uafhængig af havvindmølle installation.

Desværre er MW størrelse elektrolyseanlæg bagud i udvikling og “ikke blevet voksen”. Så det vil være en kæmpefordel nemt at kunne opdatere/udskifte moduler. Og det gælder ligeledes vandbehandlingsanlæg.

  • 3
  • 2

Siemens planlægger inden 2025 prototype havvindmølle med indbygget PtX og har udviklet 20MW PEM elektrolyseanlæg.

Jeg tror nu ikke, at de tænker den inde i selve møllen, selvom jeg har set pressemedelelser, som lyder sådan.

Der bliver næppe tilstrækkelig plads til almindelige containerløsninger. Dels er containere kantede, mens vindmølletårne er svagt konisk cirkulære, dels skal der godt nok mange containere til, hvis det skal batte noget. Men en sammenbygning af tårn, elektrolysebygning og TP virker oplagt.

Hvis det ender med at kræve kraftigere MP's, vil man nok foretrække kun at have elektrolyse i nogle af møllerne (hvor det så vil fylde endnu mere). Det ville kræve nogle DC kabelstræk, men til gengæld spare brintrør.

  • 3
  • 0

"Energiøerne er vores fælles Mars-mission!

Mars-Mission? Mener du spild af penge og en katastrofe for klimaet? Ja, hvis Greta Thurberg skal til Mars, så skal det i hvert fald være med tog.

  • 3
  • 14

Alternativ energi (ikke tilsigtet vits) bliver nu demonstreret som PtX producer via atomkraft i USA. Det drejer sig om 4 projekter med start i 2022.

Hvordan kan vindkraft med energiøer og hele molevitten klare sig mod disse projekter? Man finder godt beskrevne processer med mængder, priser etc for diverse systemer til produktion af H2, ammoniak, urea, el--- Prøv lige at sammenligne med det vi har set i spalten her.

  • 1
  • 9

Hvordan kan fra vindkraft elektrolyse med alt iberegnet (energiøer, transmissionslinjer etc etc) hamle op med de tal der her citeres for PtX med atomkraft: energieffektivitet, lagermuligheder, priser på el, H2, ammoniak, urea etc ?

Så længe der ikke er planer om at opføre store mængder af sådanne værker i Europa, så er der ikke andre end VE til at løse opgaven... Men det skal nok lige bemærkes at de laver brint og ilt på naturgas...

  • 9
  • 0

Jeg kiggede på den powerpoint du linkede til. Den stritter jo lidt i øst og vest, fordi de kigger på en masse forskellige business-cases.

De har eksempelvis opdaget, at salg af oxygen og CO2-skatter kan flytte ret meget rundt på økonomien. Jeg kan altså også sagtens presse priserne ned på den måde, men jeg bestemmer jo ikke, hvad klimaafgifterne bliver, og der er grænser for, hvor meget oxygen man realistisk kan sælge.

Så leger de med elpriser på 30 usd/MWH. Det kan være realistisk i KK-værker, som ikke kan afsætte marginal produktion, fordi de bliver udkonkurreret af vind og sol (en meget aktuel problematik i USA). Til sammenligning arbejder jeg med elprisaftaler til elektrolyse på 200 Dkk/MWH (omtrent samme beløb, men de priser kommer man ikke til at få med nye KK-værker).M faktisk indfinder sig. Det har jeg ikke turdet satse på, så jeg arbejder med alkaliske elektrolyseceller, hvor jeg til gengæld kan opnå ret meget systemintegration i havmølleparkerne, ved fra start at designe havmøller og elektrolyse til at skulle fungere sammen.

Til sidst vil jeg sige, at systemintegrationen de foreslår er direkte primitiv, sammenlignet med det vi arbejder med i Danmark.

  • 7
  • 0

M faktisk indfinder sig.

Jeg kan i hvert fald se, at sættenissen indfandt sig. Der skulle have stået noget i retning af, at de i powerpoint præsentationen satsede på, at soec bliver markant billigere og får markant længere levetid, som man forventer. Sker det, bliver opgaven langt enklere. Men det tør jeg altså ikke satse på, så jeg venter og ser, om forbedringerne med soec faktisk kommer.

Nu, hvor jeg alligevel kom til at skrive det to gange, kan jeg oplyse, at man ikke kan afvise, at Topsø har et hemmeligt es i ærmet. I hvert fald kan jeg læse følgende:

We firmly believe that we are, on a capex level, [on] equal terms with low-temperature electrolysers and the opex is cheaper due to the lower electricity requirement.

https://www.rechargenews.com/technology/wo...

Det er ikke helt umuligt at forestille sig, at Topsø er meget længere end vi ved? Det kunne i givet fald forklare, hvorfor de satser på en egentlig industriel produktion, og har udtalt, at de selv mener, at de er nået længere, end de resultater andre har offentliggjort.

  • 5
  • 0

Hej Ole Moeskjær og Stig Libori

Da hele logistikken omkring store havmølletårne allerede er på plads, kan man på den måde industrialisere elektrolysedelen af PtX. Man laver så den lukkede elektrolysedel på en passende fabrik på havnen og bygger den sammen med vindmølletårnet, inden der udskibes.

Når PtX elektrolyse/vandbehandlingsanlæg indbygges i havvindmøller vil det kræve sikkerhedsregulativer og standardisering, som vindmøllefabrikanter sikkert allerede er i gang med. Siemens planlægger inden 2025 prototype havvindmølle med indbygget PtX og har udviklet 20MW PEM elektrolyseanlæg.

Jeg forstår konceptet i at etablere elektrolyse, som en standard på fabrikken indbygget del i møllen.

Vandbehandling er jeg usikker på. Havvand er et rodet liquid fyldt med salte, partikler, mikroorganismer og yngel. Måske vil man foretrække en central vandbehandlingsaanlæg, som løbende kan serviceres, da et simpelt vandrør bygget ind i kablet ikke er så kostbart. Måske kunne den kølende effekt være positiv.

Med elektrolyse i møllen er der et valg: Skal mølle både kunne lave strøm og H2 eller kun H2?

Hvis både strøm og H2 vil man ikke spare på kablet til energiøen.

Hvis kun H2 vil mn miste fleksibilitet i forhold til behov for strømproduktion, ved dellast.

Uanset vil man ved elektrolyse i møllen miste mulighed for at genbruge spildvarme og/eller bygge elektrolyse ind i en "kemisk PtX cluster".

  • 1
  • 0

Vandbehandling er jeg usikker på. Havvand er et rodet liquid fyldt med salte, partikler, mikroorganismer og yngel. Måske vil man foretrække en central vandbehandlingsaanlæg, som løbende kan serviceres, da et simpelt vandrør bygget ind i kablet ikke er så kostbart. Måske kunne den kølende effekt være positiv.

Man vil ende med afsaltning og vandbehandling på energiøen, hvor man sejler vandet ud til PtX i vandtankskibe.

Det vil være et varmeoverskud på energiøen, som der også er i Danmark, så man skal ikke gå i spåner over varmespild. Men lad os lige få det sat i perspektiv: Man vil miste langt mere varme i vindmøllerne end man vil i PtX-anlæggene. Det er enorme varmemængder, som bortkøles i vindmøller. Og vindmøllerne sætter også fokus på et andet punkt, fordi man af økonomiske og styrkemæssige årsager bevidst pitcher dem ud af vinden, så de producerer mindre: Der er langt mere energi at hente fra en given havmøllepark ved at udstyre dem med en større generator og bruge spidseffekterne til elektrolyse, end der er ved at fedte rundt med nogle varmetab fra elektrolysen.

Når soec bliver modne, vil man med 50% alkaliske elektrolyseceller og 50% soec forbundet via en CO2 højtemperatur varmepumpe kunne få 93% af den tilførte elektriske effekt til at blive til HHV i brinten. Det giver elektrolysen en langt bedre virkningsgrad end vindmøllerne. Bruger man i stedet kun soec via en varmepumpe, som køler havmøllen, kan man få mere brændværdi (HHV) i den producerede brint, end energimængden i den strøm man har brugt. Det kan med andre ord være rigtig interessant, at bruge elektrolyse til at køle vindmøllerne med, og det kan også være energimæssigt mere favorabelt, end at have elektrolyse på energiøen.

Nu vil jeg ikke afsløre alle detaljerne, men det at få kombineret fleksibiliteten i møller, som både kan producere el og brint med en billig infrastruktur i havmølleparken, er hemmeligheden i at få billig brint ved energiøen. Der mener jeg i al beskedenhed selv, at jeg har fundet en yderst elegant metode at skrue det sammen på.

  • 2
  • 0

Hej Stig Libori

Man vil ende med afsaltning og vandbehandling på energiøen, hvor man sejler vandet ud til PtX i vandtankskibe.

Det vil givetvis koste mere at etablere bunkerstation og tankanlæg ved møllen, end et simpelt vandrør bygget ind i kablet. Endvidere er tankskibsløsning en usikker løsning.

Man vil miste langt mere varme i vindmøllerne end man vil i PtX-anlæggene. Det er enorme varmemængder, som bortkøles i vindmøller.

Jeg mindes et kølebehov på cirka 10% af den producerede effekt, genkender du det tal?

Og vindmøllerne sætter også fokus på et andet punkt, fordi man af økonomiske og styrkemæssige årsager bevidst pitcher dem ud af vinden, så de producerer mindre: Der er langt mere energi at hente fra en given havmøllepark ved at udstyre dem med en større generator og bruge spidseffekterne til elektrolyse, end der er ved at fedte rundt med nogle varmetab fra elektrolysen.

Det er ligegyldig at sammenligne et tab med et andet i numerisk størrelse. Det er prisen pr kWh det handler om.

Nuværende møller er udstyret med gear, generator, omformer, kabler mm sådan at møllen producerer mærkeeffekt i en range ca mellem 10 m/s og 25 m/s. Det er givetvis baseret på en optimering. Det er klart at såfremt man styrker møllen sådan den kan udnytte marginale vindhastigheder vil møllen kunne producere mere, men omkostningenen til den forstærkede mølle skal så dækkes af den mrginale produktion. Jeg glæder mig til at se den ligning.

Nu vil jeg ikke afsløre alle detaljerne, men det at få kombineret fleksibiliteten i møller, som både kan producere el og brint med en billig infrastruktur i havmølleparken, er hemmeligheden i at få billig brint ved energiøen. Der mener jeg i al beskedenhed selv, at jeg har fundet en yderst elegant metode at skrue det sammen på.

Arbejder du med noget patent?

  • 3
  • 1

Jeg mindes et kølebehov på cirka 10% af den producerede effekt, genkender du det tal?

Det er da i den størrelsesorden. Hvilket betyder, at det meste af møllens varmetab potentielt vil kunne nyttiggøres i soec. Men det kræver bedre soec end vi kender i dag, jeg nævnte det kun fordi du begyndte at tale om energioptimering. Der findes mange andre metoder til energioptimering end fjernvarme.

Jeg tror helt klart, at tankskibsløsningen (med vandtank i møllerne) vil være den billigste løsning, men har ikke regnet på det endnu.

Jeg står da på et tocifret antal pct patenter, men det er nu mere af hensyn til de opgaver jeg kan stille de studerende, at jeg ikke ønsker, at alle oplysninger ligger på nettet. Jeg har eksempelvis regnet på løsningen med større generator, og har fortalt, at businesscasen ser ok ud, uden at være prangende. Det er beregnet ved en elpris på 200 DKK/MWH for strømmen til elektrolyse.

  • 3
  • 0

Niels Peter Jensen

10% kølebehov er temmeligt højt sat.

Selvfølgelig er et reverse osmosis anlæg til hver mølle en billig og energi effektiv løsning, men selvfølgelig endnu en teknologi, der kræver tekniker support.

Ligninger hvor forudsætningerne ændres returnerer forskellige resultater, så man kan ikke afvise at der vil ske ændringer i generator størrelser i forhold til rotorstørrelser.

  • 3
  • 0

Ligninger hvor forudsætningerne ændres returnerer forskellige resultater, så man kan ikke afvise at der vil ske ændringer i generator størrelser i forhold til rotorstørrelser.

Det helt afgørende er, at det ikke er de samme ligninger, når (peak) strømmen skal i land, og når der skal laves elektrolyse af den ved møllen. Lokalproduktion af peakstrømmen vil trække i retning af højere specifik rotoreffekt. Kombineres med fastprisaftaler for peakstrømmen til elektrolysen, opnås en betydelig hedging af havmølleinvesteringen, som gør den mere attraktiv for pensionsselskaberne.

  • 2
  • 0

Min ufaglige opfattelse, er at møllerne er designet ret skarpt og ret optimeret. Der er jagtet multirotor, flydende fundamenter, arkvinkel, krøjning, forudkrummede blade osv. osv. Denne skarpe ingniørkunst er opnået med millionvis at timer på møller, SCADA og inkrementelle øgninger i møllernes størrelse.

Er man i tvivl så se på gammel møllers kollaps når de de-kommissioneres - der er ikke ekstra styrke til noget som helst ekstra - og der er ikke noget der er designet med sikkerhedsmargin større end den skal være.

Det lyder utopisk at en mølle som igennem årevis er optimeret til at producere el, vil kunne nyttiggøre begrænset spildvarme, når et eneste kg i nacellen koster på tårn og fundament - der er simpelthen ikke noget frirum i designet til sådanne ting. Momentet og kræfter på hovedaksen og ind i generatoren og tårn går i mætning ifht. design, og så skifter en turbine driftsform fra optimal kapacitet regulering til maks-kapacitetsregulering. Der er ikke noget ekstra at hente, som kan tjene en business-case. Kun i tilfælde af curtailment fra system-leverandøren ved marginalpriser omkring nul eller derunder kan der hentes noget, men det kan gøres før parken møder nettet, og behøver ikke foregå i selve møllen.

Der er få grunde til havmøller, for det er dyrere end landvind - men vi kan ikke lide at se på dem, og det blæser godt ude på havet - men det er dyrt og besværligt at opstille, kable og servicere. INTET af dette er noget SOEC eller andre former for brint-fremstilling har gavn af - tvært om, de skal bruge arbejder, rørinfrastruktur, tanke, cryogen nedkøling og lave fabriksbygninger - det er ærligt talt tosset at lægge dem langt væk på havet. SOEC sker idag ved 750C - det er der altså ikke noget sted i en mølle.....

Konceptet er en løsning som leder efter et problem. Det er fint på papiret, men det forudsætter at vi ikke hellere bare laver nogle kabler som kan udveksler tæt ved kapaciteten til land - kun i tilfælde hvor man har underdimensioneret landforbindelserne kan distribueret produktion ude på havet komme på tale - men det må blive en dyr case. Sejle vand rundt til hver mølle, og pipe brintrør retur.

Varmepumper i MW-klassen etableres idag på små industrigrunde - det fylder mindre at blæse lidt overskudsvarme væk. H2 og PtX er ikke noget som oplagt egner sig til distribueret produktion, det er omvendt. Møllerne og solcellerne er fra naturens side nødt til at være sparse i deres opstilling så det lever vi med.

  • 1
  • 0

10% kølebehov er temmeligt højt sat.

Det er relativt enkelt, at lave beregninger af, hvor meget køling der er behov for. Jeg tager et eksempel på en hypotetisk stor havmølle, hvor effekterne er afrundet til runde tal.

  • Installeret generatoreffekt = 50 MW
  • Installeret elektrolyseeffekt = 30 MW
  • COP af CO2 varmepumpe = 2,7
  • 2/3 af varmepumpens udgangseffekt er bortkølet fra havmøllen
  • 15% (4,5 MW) af den installerede elektrolyseeffekt er damp

Så bliver der ved peakeffekt bortkølet 3 MW fra møllen, svarende til 6% af peakeffekten. Varmepumpen bruger1,7 MW og soec bruger de 25,5 MW af effekten, som ikke er damp. I alt bruges der altså 27,2 MW elektrisk effekt til elektrolysen, hvorfor resten af de 50 MW generatoreffekt (22,8 MW minus egetforbrug) skal kunne sendes til energiøen.

Det er naturligvis kun et hypotetisk eksempel som især skal illustrere, at der er tilstrækkeligt kølebehov i møllen.

  • 1
  • 0

Det er kun elektrolysedelen, som kan gøres "smartere" på havet, fordi man kan udnytte det næsten tomme vindmølletårn og fundamentet dobbelt. Da hele logistikken omkring store havmølletårne allerede er på plads, kan man på den måde industrialisere elektrolysedelen af PtX. Man laver så den lukkede elektrolysedel på en passende fabrik på havnen og bygger den sammen med vindmølletårnet, inden der udskibes.

DE argumenter er lidt som når der andet steds himles op om at man "spilder" noget lavtemperatur fra et datacenter. At bygge en kasse på land som beskytter mod vind og vjer er billigt. At der står et tomt rør på havet udgør en potentiel fabriks-rums-ressource, men ikke nødvendigvis en resource som er værd at udnytte -hvis det er billigere bare at bygge en stor firkantet bygning på land nær et distributions-punkt, eller ilandføringen.

Kan det lade sig gøre i hver mølle - ja - er der penge i det - nej.

Snakker vi en platformsfabrik samt midt i parken, sammen med trafo'erne så måske - men næppe - der er en vigtig grund til at trafoen ligger hvor den gør - men der er ikke rigtig nogen grund til at ligge elektrolyse derude.

  • 1
  • 0

Snakker vi en platformsfabrik samt midt i parken, sammen med trafo'erne så måske - men næppe - der er en vigtig grund til at trafoen ligger hvor den gør - men der er ikke rigtig nogen grund til at ligge elektrolyse derude.

Der er nogle ret store potentielle fordele ved, at placere elektrolyse i/ved havmøllerne:

  1. Strøm der bruges i/ved møllen skal ikke føres til land/energiøen. Især peakproduktionen fra vindmøller har få årlige driftstimer, så her er kabelføringen særlig dyr. Derfor vil muligheden for at bruge strøm i møllen trække i retning af højere total produktion fra en given havmøllepark (via en højere specifik rotoreffekt)
  2. Bliver møllerne store nok (og det er en væsentlig del af businesscasen), bliver brinttransporten langt billigere end eltransporten.
  3. Man kan udnytte "spildvarme" fra havmøllerne til elektrolysen
  4. Af samme årsager som i 1) (at økonomien kan "tåle" færre spidslasttimer ved elektrolyse) kan man sætte havmøllerne tættere, og altså acceptere højere vindskyggetab

Samlet vil man med sådan en udlægning kunne opnå markant højere årsproduktion fra det samme areal havmøllepark og en langt bedre kabeludnyttelse (en højere kapacitetsfaktor på strømmen, som sendes ud af parken), hvis man kan udnytte spidseffekter til elektrolyse. Det sparer store udgifter til AC transport, AC/HVDC konvertering og HVDC ilandføring og HVDC/AC konvertering på land.

Forretningsmæssigt vil man formentligt lave fastprisaftaler for den del af strømmen, som elektrolysen er tvunget til at aftage (fordi kablerne ikke er dimensioneret til det). Det giver en god beskyttelse af investeringen ved lave elpriser (som i 2020). Og det giver elektrolyseanlægget en sikkerhed for lave elpriser ved høje elpriser i markedet, så der også her er en investeringsbeskyttelse.

Det hører med, at man ved delproduktion kan "vælge" mellem elektrolyse og ilandføring af strømmen, at efter om elpriserne er højere eller lavere end elektrolysesanlæggets kippris.

Der er altså kraftige elementer af hedging ved sådan en løsning, og institutionelle investorer elsker som bekendt sikre investeringer med godt afkast. Hedging er helt kontant penge værd (via et lavere krav til den forventede interne rente), som man skal huske i beregningerne.

Til sidst spiller det også positivt ind på businesscasen, at man ved energiøerne vil have lavere afregningspriserne på strømmen end på land.

Samlet vil jeg mene, at en højere samlet specifik rotoreffekt ved møllerne kombineret med, at kun effekt svarende til en lavere specifik rotoreffekt end elllers sendes til land, giver en række yderst interessante investeringsmuligheder, fordi de kombinerer markedsbehovet for at have høj kapacitetsudnyttelse af kablerne, med en god total udnyttelse af mulighederne i havmøllerne.

Jeg vil sige, at der er ret mange positive effekter at gå efter...

  • 4
  • 0

Samlet vil man med sådan en udlægning kunne opnå markant højere årsproduktion

...

Jeg vil sige, at der er ret mange positive effekter at gå efter...

Jeg vil nu sige at kejseren ikke har noget tøj på :-)

Det med højere årsproduktion vs. curtailment mener jeg ikke vægter specielt højt, og hvorfor så det? Fordi finanseringen er billigt, og curtailed produktion blot forlænger møllens levetid. Det den ikke producerer idag, det producerer den imorgen istedet. Så det at man kan optimere og "presse" grejet med højere produktion, modvirkes af møllens tilsvarende kortere levetid.

Curtailment er et argumetn atomfantaster og klimabenægtere og ofter bruger - jamen hvad med når møllerne producerer for meget - det er reelt næsten et non-issue. Curtailment betyder bare at fuldlast-timens i designet ligger senere. Og OPEX i perioden reduceres - det gør afkastet ganskevist også, men det er derfor jeg påpeger den billige finansiering.

Det med at det skulle blive tiltagende billigere at transportere brint i rør / tankskibe vs. kabler - det er vist første gang jeg har hørt det, og det vil jeg ihverfald se førend jeg tror på. Du er med på at det kræver kompressor-stationer, da man ikke kan "transformere" det op i spændning - transport af natur-gas er ikke billigt - brint kan kun blive dyrere end NG. Sker det med skibe og cryo-tanke, mjoaa, det skal jeg lige se beregningen af, på stående fod tror jeg nu ikke på cryogen lagring i hver eneste mølle giver mening.

Der er et eneste argument jeg kan nikke til, og det er varmen - men den har lav temperatur, og du kan ligeså godt få den som nabo til at datacenter istedet. JEg arbejder f.eks. et sted i Ballerup hvor det ligger et mindre datacenter og blæser varme af, og de er ved at opførere et som er ca. 5x størrere på nabogrunden (Interxion). Min kunde har 5MVA el trukket ind fra 10kV-nettet (som også blæses af til fuglene) - det er bare at komme igang med de synergi-effekter, hvis det er driveren for billig H2, det behøver man ikke at vente på en mølle for.

  • 2
  • 0

Det med at det skulle blive tiltagende billigere at transportere brint i rør / tankskibe vs. kabler - det er vist første gang jeg har hørt det, og det vil jeg ihverfald se førend jeg tror på. Du er med på at det kræver kompressor-stationer

Det er jeg naturligvis helt med på. Jeg regner med 14 mio Dkk/km for 36" brintrør https://energinet.dk/-/media/65AB110D041D4... Tryksætningen behøver vel at mærke ikke at ske ved alle mødller, men kan ske ved en modtagemølle, iden brinten sendes ud af parken pga brintrørenes store kapacitet (et 36" brintrør kan transportere 10 GW brinteffekt ved fuldt tryk, i selve parken vil rørene "kun" skulle transportere op til 200 MW pr rør, så trykket skal kun være omkring 14 bar, hvilket elektrolysecellerne selv kan levere).

Store møller og en accept af højere vindskygge reducerer mængden af brintrør i parken. Der skal bruges omkring 2000 kilometer rør ved energiøen (ved 500 møller), så prisen for rørene til energiøen vil ligge på omkring 28 mia kroner, hvis man kører lavt tryk hele vejen til energiøen. Der kan være gevinster ved at pumpe op i tryk i havmølleparkerne, men det er ikke beregnet. Sammen med en saltkaverne, pumper og rør til kaverne kan prisen for brinttransport estimeres til omkring 30-35 milliarder kroner, for omkring 12 GW elektrolyseeffekt.

Til sammenligning er COWI's beregnede pris for 10 GW havvind:

  • AC/DC konverteringen af strømmen på øen koster 8,3 mia
  • Ilandføring af strømmen fra øen koster yderligere 53,5 mia kroner
  • 4 af havmølleparkerne ligger så langt fra øen, at der skal bruges transformerplatforme, som i alt koster 4,2 mia
  • Kabler fra havmølleparkerne til energiøen koster 18,0 mia

I alt 84,0 mia kroner for 10 GW havvind, Prisen for ilandføring af strømmen er altså omkring 8,4 mio pr MW, mens prisen for brint (inklusive brintlager) er omkring 3,5 mio/MW. Det må vist kaldes en meget klar prisfordel til brinten, især når man indtænker værdien af et brintlager.

  • 4
  • 0

Jeg skal lige tilføje, at den løsning jeg i virkeligheden tror på ikke er hypotetiske soec i fremtiden, men alkaliske elektrolyseceller. Jeg ville heller ikke placere dem på alle møllerne, fordi aec ikke har behov for varmetilførsel, men placere dem på 5 vindmøller med forstærkede fundamenter og platforme, hvor der pumpes op i tryk. Så kan man reducere capex af brint til energiøen til omkring en trediedel, hvortil kommer saltkaverne og brintrør til saltkaverne, så den samlede pris falder til 10-15 mia, så besparelserne på ilandføring af 2 GW strøm i virkeligheden kan betale for brintrør og brintlager.

Aec har i praksis en række fordele: De er pt. billigere, de er lettere og billigere at drifte og vedligeholde, og de fylder og vejer mindre. Og så kan man spare en masse penge på brinttransport ved, at der kun sker elektrolyse ved nogle af havmøllerne, fordi aec ikke skal have tilført varme.

På sigt kan soec godt vise sig konkurrencedygtige, også ved møllerne, men det sker næppe lige med det første.

  • 4
  • 0

Bliver møllerne store nok (og det er en væsentlig del af businesscasen), bliver brinttransporten langt billigere end eltransporten.

Jeg regner med 14 mio Dkk/km for 36" brintrør https://energinet.dk/-/media/65AB110D041D4... Tryksætningen behøver vel at mærke ikke at ske ved alle mødller, men kan ske ved en modtagemølle, iden brinten sendes ud af parken pga brintrørenes store kapacitet (et 36" brintrør kan transportere 10 GW

Tjaee, hvad sidder vi så her og debattere - så skal der da gang i PV og H2 nede i Sahara. Så er vi jo nærmst oplagt over i Kanstrups løsning (hvis jeg husker ret), når det er så billigt.

Som jeg læser det, så er det ret beset den bærende del businesscasen. Nu kostede Nordstream så ca. 58 mio dkkr/km (hurtigt kig på wiki) - så der er jo nogen forskel, og det var til lavere tryk, og uden brint embrittlement osv, men dog 48".

Men det skal jo lige med, at "brint"-mølle konceptet kun er relevant fordi HVDC er så pisse dyrt. Alle andre parker som ikke rammer en tosset Energi-ø, men ilandfører med HVAC har ikke samme case - og da hovedparten af møller ikke ilandføres på en politisk statement-Ø med HVDC links så er potentialet for disse møller begrænset. Deraf følger at modeller designet til disse også blive mindre attaktive at lave.

Forstå mig ret, jeg hilser alle tiltag velkommen, men jeg har svært ved at se den økonomiske fornuft i konceptet. Men din argumentation og prissætning af pipeline vs- HVDC har dog givet mig forståelsen vedr. grundlaget for konceptet med H2 og PtX ude på ødsel-ø'en i hub-format.

  • 1
  • 1

Forstå mig ret, jeg hilser alle tiltag velkommen, men jeg har svært ved at se den økonomiske fornuft i konceptet. Men din argumentation og prissætning af pipeline vs- HVDC har dog givet mig forståelsen vedr. grundlaget for konceptet med H2 og PtX ude på ødsel-ø'en i hub-format.

Der er da rigtigt, at AC/HVDC/AC konvertering er dyrt. Omvendt er det jo standard ved udlandskabler, fordi AC ganske enkelt ikke kan lade sig gøre over lange afstande. Ideen i energiøen er derfor, at gøre en dyd ud af nødvendigheden, så HVDC kablerne giver mening.

Det jeg forsøger er jo så, at få de øvrige investeringer til at give menre mening, rent økonomisk. Men at det er HVDC-forbindelserne, som "sluger" pengene kan man se ved en enkel overvejelse. Selv, hvis vi antager,at de skal betale alt der fra AC/HVDC konverteringen til land (61,8 mia Dkk).

Antager vi, at energinet skal stå for halvdelen af investeringen (30,9 mia), og at den giver et afkast på 7%, betyder det, at de danske nettariffer kan sænkes med 2,2 mia om året. Med et middelforbrug på 4000 MW betyder det en besparelse på omkring 6-7 øre/kWh, som vores gennemsnitlige elpris (el plus transport) altså vil falde med. Det er vel omkring halvdelen af de nuværende indtægter på nettariffer (især, hvis vi inkluderer en mere effektiv kabeludnyttelse når der er mere el til varmepumper, PtX osv), så vi kan antage, at det vil halvere vores nettariffer. For en husstand med et årsforbrug på 4000 kWh og tariffer på 30 øre/kWh giver det en årlig besparelse på elregningen på 600 kroner plus moms.

Udover behovet for store mængder strøm fra vind og sol, som vanskeligt kan realiseres på land, er der altså et andet indlysende potentiale: Det giver billigere strøm til helt almindelige forbrugere. Til gengæld bliver økonomien for havmølleparkerne mere "anstrengt" end ved Thor, især fordi elpriserne bliver lavere ved øen - det kommer så også forbrugerne til gavn.

  • 3
  • 0

Hvorfor så en energiø?

Fordi det er den eneste realistiske måde at få nok havvind på. Nordsøen bliver vigtig som Nordeuropas elforsying i fremtiden, fordi der er grænser for, hvor mange vindmøller vi vil acceptere på land. Når man kommer langt ud på havet, får havmøllerne brug for en energiø, for at man kan få det hele til at spille.

Man laver ikke en energiø for at lave PtX. Man laver en energiø for at få masser af vindkraft. Når den beslutning så er taget, bliver det relevant at se på, om der er god økonomi i at producere brændsler på energiøen.

  • 4
  • 1

Når man nu er igang med at fylde øen med hvad ja? Grus er jo dyrt og en mangelvare efterhånden, men her kommer et par forslag til noget man kun fylde op med:

  1. Atomaffaldet fra Risø
  2. Opgravningen af høfde 42 Thyborøn
  3. Kærgård Plantage og Grindsted-jord
  4. PFOS jordlagfra diverse kommuner
  5. Tungmetal- og tjæreholdigt klap fra danske havne
  6. PCB byggeaffald
  7. Elektronikaffald efterlad fra Danweee konkursen
  8. Jord fra Collstrup grundene.

Herefter kan almindeligt byggeaffald uden genanvendelsesmulighed benyttes til at lægge låg på.

  • 3
  • 8

Spørgsmålet gik ikke på Folketingets energiø, men på "Stig Liboris koncept" med semilokal elektrolyse

Men det ville ikke ændre på energiøen som en lokal energihub, tværtimod, så jeg forstår stadig ikke kommentaren?

Der bliver næppe brug for en pumpe til tryksætning inden energiøen, da elektrolysecellerne selv kan tryksætte tilstrækkeligt, til at få brinten til energiøen..

  • 2
  • 0

Hej Stig Libori

Spørgsmålet gik ikke på Folketingets energiø, men på "Stig Liboris koncept" med semilokal elektrolyse

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?

  • 0
  • 0

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).

  • 7
  • 0

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/65AB110D041D4...

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

  • 1
  • 0

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.

  • 2
  • 0

Hej Stig Libori

Kan du uddybe den analyse?

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?

  • 2
  • 0

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).

  • 2
  • 0

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...

  • 1
  • 12

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/slaekk...

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.

  • 3
  • 0

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?

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),

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.

  • 2
  • 0

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.

  • 0
  • 0

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?

  • 1
  • 0

hvor man kan få moderne Akraft for 30 mio kr per 1MWe).

@NVJ

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-libr...

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)."

  • 1
  • 8

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.

  • 7
  • 0

Se https://politiken.dk/klima/art8090119/Pris...

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...

  • 7
  • 1

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

  • 0
  • 1

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.

  • 3
  • 0

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

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.

  • 6
  • 0

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_Nu...

  • 7
  • 1

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.

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.

  • 2
  • 1

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.

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.

  • 4
  • 0

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.

  • 2
  • 4

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_Nu...

Du køber aldrig nogensinde Kina-varer, der er ingen kinesiske fabrikker der har været involveret i produktionen af din bil, mobiltelefon eller computer og der lå ingen kinavarer under dit juletræ i år....eller hvad?

Jeg nævner kernekraftværker leveret af Kina, Japan, USA, Frankrig, Rusland og Sydkorea, fordi det er de lande der producerer dem, så din påstand om korruption og afhængighed af diktaturer er et rent stråmandsargument.

  • 4
  • 11

Se https://politiken.dk/klima/art8090119/Pris...

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...

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...

  • 2
  • 14

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?

  • 15
  • 0

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.

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

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.

  • 0
  • 0

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?

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.

  • 1
  • 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.

  • 0
  • 11

(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.

  • 9
  • 0

@ Jesper

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

  • 0
  • 10

Det har jeg aldrig påstået, men KK kan præcist ligesågodt som havvind producere PtX eller PtG:

Det er jeg enig i, set fra et teoretisk perspektiv. I den virkelige verden er der bare et lille problem: Hvis PtX skal kunne konkurrere med fossile brændsler på prisen, må strømmen til PtX ikke koste meget mere end 20 øre/kWh. Det kan man godt trylle frem i energiøprojektet, men næppe med KK....

  • 8
  • 0

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.

  • 0
  • 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...

  • 9
  • 0

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.

  • 10
  • 0

@ 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...

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!

  • 1
  • 14

Det er der iæsr to årsager til:

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.

  • 1
  • 12

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?

  • 13
  • 1

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.

  • 12
  • 1

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 ?

  • 8
  • 1

@ 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.

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.

  • 2
  • 12

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

  • 9
  • 3
Bidrag med din viden – log ind og deltag i debatten