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.

  • 48
  • 7

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.

  • 48
  • 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
  • 5

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.

  • 9
  • 19

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 ???

  • 32
  • 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.

  • 17
  • 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.

  • 29
  • 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
  • 3

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.

  • 10
  • 28

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.

  • 25
  • 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?

  • 6
  • 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.

  • 9
  • 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.

  • 12
  • 16

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
  • 16

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
  • 11

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
  • 10

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.

  • 17
  • 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.

  • 3
  • 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
  • 2

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
  • 3

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.

  • 13
  • 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
  • 5

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.

  • 14
  • 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.

  • 5
  • 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
  • 0

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
  • 5

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?

  • 5
  • 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.

  • 12
  • 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.

  • 3
  • 11

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
  • 1

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
  • 13

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
  • 11

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.

  • 5
  • 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.

  • 6
  • 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.

  • 2
  • 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.

  • 2
  • 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
  • 9

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
  • 12

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.

  • 7
  • 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
  • 13

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
  • 1

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 ?

  • 3
  • 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"

  • 2
  • 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.

  • 7
  • 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)?

  • 4
  • 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?

  • 5
  • 0

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.

  • 2
  • 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.

  • 0
  • 0
Bidrag med din viden – log ind og deltag i debatten