Kunstig energiø i Nordsøen er teknisk mulig: Skal stå klar om 12 år
more_vert
close

Få de daglige nyheder fra Version2 og Ingeniøren. Læs mere om nyhedsbrevene her.

close
Ved at tilmelde dig accepterer du vores Brugerbetingelser, og du accepterer, at Teknologiens Mediehus og IDA-gruppen lejlighedsvis kan kontakte dig om arrangementer, analyser, nyheder, job og tilbud m.m. via telefon og e-mail. I nyhedsbreve, e-mails fra Teknologiens Mediehus kan der forefindes markedsføring fra samarbejdspartnere.

Kunstig energiø i Nordsøen er teknisk mulig: Skal stå klar om 12 år

Illustration: North Sea Wind Power Hub

For to år siden gik danske Energinet sammen eltransmissionsselskaberne i Holland og Tyskland om at undersøge mulighederne for etablere en seks kvadratkilometer kunstig 'energiø' med landingsbane og havn på Doggerbanke i Nordsøen.

Ideen med en energiø i Nordsøen er at samle strømmen fra flere landes havmølleparker og sende den på kryds og tværs til forbrugerne i Nordsølandene.

»Det lyder måske skørt og science fiction-agtigt, men en ø på Doggerbanke kan vise sig at gøre fremtidens vindenergi meget billigere og mere effektiv,« sagde Torben Glar, teknisk direktør i Energinet, i 2017 om visionerne.

Nu har det internationale North Sea Wind Power Hub-konsortium, som står bag ideen om en energiø, så gennemført en række forundersøgelser og foreløbige testresultater.

»Det væsentligste er, at vi i Danmark og resten af Europa skal omstilles til 100 procent vedvarende energi inden for en kort årrække. Det kræver, at vi løser energiens trilemma, altså at sikre forsyningssikkerheden, omstille til vedvarende energi og begge dele til en konkurrencedygtig pris. En eller flere storskala-energiøer er vigtige for at løse det trilemma. Vi kan bruge energiøerne til at hente strøm i land mere effektivt, men også til at handle strøm mellem landene, når det ikke blæser,« siger Torben Glar, der også er styregruppemedlem i North Sea Wind Power Hub-konsortiet, i dag til Ingeniøren.

Tirsdag fremlægger partnerne i det internationale konsortium North Sea Wind Power Hub (NSWPH) resultaterne af projektets vurderingsfase. Gennem de seneste måneder har konsortiet analyseret mulighederne og betingelserne for at etablere en eller flere energiøer i Nordsøen.

Hovedkonklusionen er klar: En eller flere energiøer i Nordsøen er både teknisk og økonomisk muligt, og ambitionen er at have den første energiø i drift i begyndelsen af 2030’erne.

Markante ændringer på vej

Selvom visionen er nogenlunde den samme, har projektet ændret sig på adskillige områder. Den største ændring er, at man har bevæget sig fra én stor energiø med en kapacitet på 30 GW til flere mindre energiøer, der skal kunne opsamle og fungere som et knudepunkt for 10-15 GW vindmøllekapacitet. Antagelsen er, at der på sigt vil være op mod 180 GW frem mod år 2045 på Doggerbanke, hvor vanddybden er relativt lav.

»Flere mindre øer er mere optimalt. Jo længere væk fra øen havvindmøllerne er placeret, desto mindre optimalt vil øen fungere som distributionscentral. Så vi forventer 10-15 GW per ø og op mod 15 øer. Sikkerhedsmæssigt er det også en fordelt at have flere øer. Samtidig er placeringerne endnu ikke fastlagt. Doggerbanke er udlagt som Natura 2000-område, og derfor vil det ikke være optimalt med en stor ø i det område,« siger Torben Glar.

70 GW kan forsyne 80 millioner europæere med strøm. En af fordelene ved ø-modellen er, at afstanden mellem havmøller og nettilslutningen bliver kortere, hvorved det bliver muligt at bruge vekselstrømsteknologi

Læs også: Tre lande går sammen om kunstig energi-ø midt i Nordsøen

Sådan forestiller Energinet sig en kunstig energiø i Nordsøen, der skal hente strøm i land og bruges til at handle på tværs af energimarkeder i Europa. Illustration: North Sea Wind Power Hub

Forsvaret og fiskerne skal flytte sig

For at energiøerne skal blive en realitet, kræver det nye politiske aftaler på tværs af landegrænser, lyder det fra konsortiet bag. Dels fordi internationale undersøgelser og scenarier viser, at den nuværende udrulningshastighed på havvind er utilstrækkelig til at nå målene i Paris-aftalen, dels fordi pladsen bliver mere trang i Nordsøen.

»Den vigtigste forudsætning er, at der er politisk vilje til at bygge de nødvendige havvindmølleparker i Nordsøen. Energiøerne har ingen funktion uden nye havvindmølleparker. I Nordsøen er der i dag mange forskellige aktører, eksempelvis forsvaret, fiskeri, og gassektoren. Vi har alle været vant til at have masser af plads i Nordsøen, men når vi skal have så meget vindenergi, vil det være en fordel at kunne udpege de mest optimale områder til vind. Det kræver formentlig politiske aftaler. Samtidig skal de hollandske, tyske, engelske regeringer også være med på en fornuftig udbygningstakt, så det bliver stabil udrulning med lettere projektstyring og bedre priser,« siger Torben Glar.

I Danmark behøver Energinet ikke sparke døre ind for at hente opbakning til energiøen hos den nye socialdemokratiske regering. I det såkaldte forståelsespapir, som regeringen skrev sammen med sit parlamentariske grundlag, kan man kort læse:

»En ny regering vil vedtage en klimahandlingsplan. Handlingsplanen skal blandt andet også indeholde følgende elementer: Undersøgelse af muligheden for at Danmark sammen med Nordsølandene udarbejder en fælles strategi for markant at udbygge og udnytte havvindpotentialet. Afsøge muligheden for at Danmark senest i 2030 byggerden første energiø med minimum 10 GW tilkoblet.«

Ingeniøren ville gerne have spurgt klimaminister Dan Jørgensen (S) om regeringens opbakning til en energiø i Nordsøen, men ministeren aflyste interviewet med Ingeniøren med kort varsel på grund af en presset kalender.

Læs også: Regeringsaftale sætter mål for klima og miljø

Konsortiet bag energiøen har udpeget fire mulige placeringer, hvoraf en er i dansk territorium. Illustration: North Sea Wind Power Hub

Lagring af energi i centrum

Ud over at fungere som bindeled mellem de forskellige nationale transmissionsnet skal energiøen også kunne lagre energi fra havvindmøllerne ude midt i Nordsøen. Med hvilke teknologier er dog ikke fastlagt.

»Vi skal kunne lagre energi på en teknisk forsvarlig måde senest i 2040-2050, når vi kun skal anvende vedvarende energi. Det kan være power to gas (P2G), varmelagring eller ellager med batterier. Vi skal undersøge, hvad der virker bedst,« siger Torben Glar.

Konkret kigger konsortiet på, hvordan man kan konvertere strøm til gas, så det kan bruges til brændstof på blandt andet skibe.

»Vi kigger meget på, hvordan vi kan bruge øerne til konvertere strøm til gas, så vi kan bruge lave en ny form for sektorkobling, hvor vi binder havvindmølle-strøm til transportsektoren. Så bliver vindmøllerne ikke kun kilde til strøm, men også kilde til brændstof som brint på skibe,« siger Torben Glar.

Det kan også afhjælpe flaskehalse på eltransmissionsnettet at omdanne elektriciteten til gas, når den er blevet sendt i land, og derefter transportere gassen til områder med stor efterspørgsel langt inde på land.

Når den første energiø med en kapacitet på 10-15 GW kan stå klar i starten af 2030’erne, vil den dog sandsynligvis kun blive elektrisk forbundet til land med tilknyttet konvertering til gas på land. Det er nemlig ikke teknisk muligt at foretage konverteringen fra strøm til gas ude på den kunstige ø med de tilgængelige teknologier i dag.

Læs også: 1.000 ton varme sten lagrer nu el i Hamborg

Prisen afhænger af, hvor øerne placeres

Den kommende energiø kan enten bygges op med sand, betonfundamenter, sænkekasser eller stålfundamenter. Konstruktionen afhænger af placeringen, lyder det fra Torben Glar fra Energinet. Illustration: North Sea Wind Power Hub

Mens det oprindelige projekt vurderede, at en seks kvadratkilometer stor sandø ville koste op mod 13 milliarder kroner i etableringsomkostninger, så har konsortiet endnu ikke sat en økonomisk ramme for energiøerne. Det afhænger meget af placering, og hvordan øerne skal bygges op.

»Vi har ikke en økonomisk ramme klar. Det kan være en sandø, et betonfundament, som vi kender fra vindmøller, en sænkekasse eller stålfundamenter. Det skal vi undersøge, når vi har udpeget det rigtige sted. Hvis det er på 20 meter vand, kræver det én løsning, mens 40 meter vand giver andre forhold. Den store udgift bliver selvfølgelig at bygge de nødvendige havvindmølleparker, der skal levere energien til øen,« siger Torben Glar.

Læs også: Her kan vi lægge havvindmøller til 12.400 megawatt

sortSortér kommentarer
  • Ældste først
  • Nyeste først
  • Bedste først

Gas eller vind ?
Det kunne være rart med en gennemgang af på hvilke områder den igangværende 8 udbudsrunde af olie og gaslicenser i Nordsøen kan begrænse mulighederne for havvind.
Politikerne er simpelthen nødt til at forholde sig til at vores fortsatte satsning på fossil udvinding i stigende grad kolliderer med den nødvendige grønne omstilling af energisektoren.

  • 20
  • 3

Ring til Kina så er den bygget på 3 år.
Det meste af tiden går med politiske beslutninger, høringer, VVM undersøgelser m.m. Hvis Parisaftalen skal overholdes så har vi bare ikke tiden til de sædvanlige langsommelige sagsbehandlinger vi er vant til. En flok havmøller ved Esbjerg har lige været udsat 3 år pga. partshøringer; 3 år er alt for langt tid med snak. 2030 er snart.

  • 16
  • 10

»Det lyder måske skørt og science fiction-agtigt, men en ø på Doggerbanke kan vise sig at gøre fremtidens vindenergi meget billigere og mere effektiv,«

Hvis strømmen bliver for billig forsvinder økonomien.
Er der i øvrigt ikke noget med at grundarealet for vindmøller er ca. 0,2m2/W, eller husker jeg galt. 15GW vil så kræve 3Gm2 eller 3000km2, omkring det halve af Fyns størrelse.

  • 7
  • 12

Man kunne også anbringe en ø på den anden side.

(Formålet med denne post er at undersøge i hvad grad den (forventet) negative bedømmelse er forbundet med inddæmningsforslagets nytteværdi for den lokale befolkning)

  • 3
  • 10

Brint er et udmærket lagermedie

Ilten kan bruges til kunstige rev
Der er masser af næringsrige havstrømme fra de europæiske floder som kan skabe liv til fiskeriet

4 kg ilt pr 1 kg brint

Energiproduktionen kan så blive ækvivalent med vores fiskeforbrug

  • 2
  • 14

Hvis strømmen bliver for billig forsvinder økonomien.

Her menes nok produktionspris.

Spændende om de "gider" sælge strømmen til os troløse elkunder til lavestbydende pris, eller om de hellere vil lave langtidskontrakter med f.eks. flybranchen og sælge fuels der.

Hvis ikke de leverer el - hvilket der ikke er noget i vejen med - så bør der ikke være medfinanciering fra TSO'ere. Eller de skal betale "rigeligt" for adgang til øerne.

  • 1
  • 9

4 kg ilt pr 1 kg brint

Øhh, det er altså 8 kg O2 pr. kg H2.

Ilten kan passende opsamles og gøres flydende (med buffer, så afkølingen kan ske, når priserne er lave) og sejles til land. Der er tonsvis af processer, som kunne køre langt bedre med adgang til ren ilt, som i dag er for dyrt, rent kommercielt (til de ikke-specificerede processer...).

  • 4
  • 4

men hvad er iden med en Ø ?


Ideen er at man let kan samle produktionen fra nærområdet, få spændingen op i et fornuftigt leje og have gode forbindelser ind til de omkringlignende lande... Samt at man kan have havn, lufthavn, hotel (for vedligeholdelsesmandskab), materialer osv. tæt på havmølleparkerne...

Tænkere vi lidt videre kunne man måske have en større NATO-flådestation, hoteller for turisme osv :)

  • 21
  • 1

For nyligt regnede jeg gns. effekten af Horns Rev 3 til 2,3 W/m2 ud fra forventet årsproduktion så er det bare at gange op.
Det er lidt forvirrende at de kun oplyser GW for er det peak effekt eller hvad? Det vi har er jo et energibehov der skal dækkes over tid enten ved direkte vindenergi, nogle andres vindenergi eller oplagret vindenergi.

  • 3
  • 1

Dette er da et friskt alternativt forslag, et fint billede i linket, og dertil kunne man opføre middel store vindmøller langs alle veje ude på vand og på ø, men jeg er ret sikker på en del beboer-protester som det ofte er tilfældet ved kystnære vindmøller. Desværre.

  • 1
  • 2

Der har i DK ikke været så meget fokus på bølge energi fra stationære anlæg, nok mest fordi de vil skæmme kystlinien. Men på en energi ø kan disse vel sagtens accepteres.
Ligeledes kan relativt store tidevandsanlæg måske bygges ind i ø’en fra starten af, og tilmed eller måske, bruges som kompensation på omlægninger af naturlige sandbanker og lign.

  • 4
  • 8

Spændende om de "gider" sælge strømmen til os troløse elkunder til lavestbydende pris, eller om de hellere vil lave langtidskontrakter med f.eks. flybranchen og sælge fuels der.

Power to gas er ikke noget for flybranchen da det er Methan de vil fremstille, som i princippet er det samme som naturgas, hvor vi har masser af lagerplads rundt i de forskellige EU lande.

Gas rørlednings nettet har vi også allerede samt gasdrevne kraftværker så der skal ikke bygges noget nyt til at bruge gassen.

Men med gas er det lettere at skrue op og ned på produktionen af el afhængig af hvor meget sol og vindenergi der produceres.

Der er selvfølgelig et stort energitab ved at fremstille gassen, men det er da bedre end at den strøm ellers ville gå til spilde.

  • 8
  • 1

Vindmølleparkers kapacitet omtales normalt med deres højeste ydelse f. eks. Anholt Havmøllepark 400 MW med 111 møller á 3,6 MW (peak) og:

Over the course of a year, it will typically generate about 41% of the theoretical maximum output offshore. This is known as its capacity factor. The capacity factor of conventional power stations is on average 50%-80%. Because of stoppages for maintenance or breakdowns, no power plant generates power for 100% of the time.

  • 2
  • 0

Der er selvfølgelig et stort energitab ved at fremstille gassen, men det er da bedre end at den strøm ellers ville gå til spilde.

Strøm går ikke til spilde, den bliver blot ikke produceret, når der ikke er aftagere.
De eksisterende vindmøller stoppes bare, ingen af parkerne synes åbenbart der er forretning i at lave gas, når strømmen ikke kan sælges.
Jeg ved ikke om man mere eller mindre kan lave metan af brint og kul.
Eventuel gasproduktion kan også laves på land, hvor der er mere adgang til kulstoffet.

  • 6
  • 3

"Ingeniøren" informerede os den 15. April 2019 om at den finske reaktor Oulkiluoto 3 vil koste 41 milliarder DKK og i gennemsnit yde 1484 MW.
Dvs. en investering på 27 mio DKK/MW.
Vattenfall meddeler på
https://corporate.vattenfall.dk/vores-vind...
at prisen for Horns Rev 3, der var færdig omkring årsskiftet 2018/2019 kostede 9 milliarder kroner og forventes at yde i gennemsnit 194 MW.
Den nominelle kapacitet er 406 MW, så Vattenfall oplyser jo indirekte, at vindkraft forekommer som vinden blæser.
Investeringen svaret til 46 mio DKK/MW.

Driftsudgifterne, når man regner nedbrydningsomkostninger efter endt tjeneste med kan med garanti ikke være lavere end for eks, driftsomkostningerne på Ringhals kernekraftværk.

Og så kan man nøjes med et par bilige gasturbiner som back-up til et kernekraftværk, medens vindmøllernes back-up stadigvæk kun eksisterer i fantasiens dunkle rige, og hvis den skulle kunne etableres vil den som minimum medføre en meget væsentlig fordyrelse af vindkraften.

Vor 1290 MW store havvindmøllepark (2018) leverde i gennemsnit 529 MW i 2018 varierende mellem 1239 MW og 0 MW med en standardafvigelse på 360 MW sv.t. 68% af middelværdien. Og ingen har endnu hørt om andre former for back-up, der har nogen gang på Jorden end svenske og norske vandmagasiner, hvis kapacitet med garanti ikke rækker til ret meget mere end i dag.

**Hvorfor dog denne barnagtige betagelse af ubetalelige fantasterier i stedet for udbygning af den energiform, der har tjent bl.a. Frankrig og Sverige vel i de sidste 40 år? Og som oven ikøbet alt medregnet er langt billigere. **

  • 8
  • 24

Driftsudgifterne, når man regner nedbrydningsomkostninger efter endt tjeneste med kan med garanti ikke være lavere end for eks, driftsomkostningerne på Ringhals kernekraftværk.

Har du husket at medregne demontering af et atomkraftværk, for i Tyskland er demontering af et atomkraftværk sat til mindst 15 år men tager nærmere 20 år, det endda uden at der er fundet en løsning for lagring af atombrændsel og andet højradioaktive dele.

  • 17
  • 4

Jeg ved ikke om man mere eller mindre kan lave metan af brint og kul.
Eventuel gasproduktion kan også laves på land, hvor der er mere adgang til kulstoffet.

Methan laves af brint og co2 så methan bliver co2 neutral hvis den fremstilles kunstigt. Umiddelbart vil jeg også mene at det giver mest mening at fremstille det på fastlandet.

Tyskland indvier verdens største el-til-methan-anlæg | Ingeniøren https://ing.dk/artikel/tyskland-indvier-ve...

Det må så også være et svar til Rasmus Rosenquist.

Hvis man så modregner den kunstigt fremstillede methan i co2 udledning fra naturgas, vil det give en lavere co2 udledning. Kombineret med en afgift på co2 vil det gøre et sådant projekt mere attraktivt.

  • 7
  • 1

Jeg kender ikke omkostningerne på tyske atomkraftværker, derimod er omkostningerne på Vattenfalls svenske værker velbelyst på værkernes hjemmesider.
Også de beløb, der hensættes til slutnedbrydning.
Det er klart, at når en populistisk kansler egenmægtigt får lov til at beslutte en lukning af de tyske KK værker længe før tid, så er den opsparede kapital til finansiering af nedbrydningen mindre, end den skulle have været.
Vattenfall gør i øvrigt også grundigt rede for, hvordan man vil opbevare affaldet.

Indtil for et par år siden forskede man i, hvordan man kunne trække de sidste 99% af uranens energi ud af denne. Men et sammenrend af kommunister, grønne fanatikere og opportunistiske socialdemokrater har sat en stopper for denne forskning.

  • 5
  • 19

Herttil behøver man brint og kul. Brinten kan man fremstille ud fra vand og elektricitet.
Kuldioxid kan man få ved forbrænding af kul, og man kan trække kuldioxid ud af røgen. Men skulle vi ikke netop holde op med at brænde kul af?
Nedenfor beskrives et forsøgsanlæg af ret anselige dimensioner. Et anlæg i relevant størrelse ville være et monstrum. Og så svarer energiforbruget ved at trække kuldioxid uad af røgen som oplyst i artiklen til 3,7 MJ/kg kuldioxid.
Tager man energistyrelsens normtal for udvikling af energi og kuldioxid ved forbrændinge af kul, finder man at godt 173 af kullenes energiindhold vil medgå til at isolere kuldioxiden.
Glem det. Det har ingen gang på jorden. Det er en sag for ignoranter og charlataner.

Ingeniørens Nyhedsbrev 28.06.2007.

Efter halvandet år har Dong stadig ikke vist afgørende fremskridt med at trække CO2 ud af røggassen på Esbjerg-værk. Energiforbruget er alt for højt. 3,7 MJ/kg kuldioxid.
Af Thomas Djursing, torsdag 28. jun 2007 kl. 10:46

Esbjerg-værket huser verdens første pilotanlæg til udskillelse af CO2 fra røggas, men efter halvandet år har Dong store problemer med at finde den rette metode.
Dong har stadig store problemer med et få energiforbruget tilstrækkeligt langt ned, når selskabet udskiller CO2 fra kraftværkernes røg på forsøgsstationen i Esbjerg.
Forsøget startede 1. januar 2006 og slutter om et halvt år, men forskerne har stadig ikke fundet den rigtige absorbent til at fange og udskille CO2. Senest måtte de droppe en helt ny absorbent ved navn castor 1, da afgasningen gik amok ved lave temperaturer.
»Vi har endnu ikke set de store fremskridt, og energiforbruget i vores forsøg er stadig alt for højt,« siger projektleder på anlægget, Poul-Jakob Vilhelmsen.
Kort fortalt foregår udskillelsen af CO2 fra røggas ved, at man anbringer en absorbent i væskeform i et 32 meter højt tårn. I bunden ledes røggassen ind, og under de rettet temperaturforhold binder absorbenten CO2. Ved efterfølgende at opvarme absorbenten er det muligt at udvinde ren CO2.

Den optimale absorbent kan optage store mængder CO2 på kort tid og afgasse dem ved lave temperaturer. Men mange absorbenter er enten for længe om at optage CO2 eller kræver for meget varme, og dermed energi, for at frigive CO2.

  • 3
  • 11

De (energi-ø-tilhængerne) har ingen ide om hvad det vil koste
(og er nok også ligeglade.. bare de får deres vindmøller)

Bare ideen om at skulle konvertere og opbevare gassen midt ude i Nordsøen er monstrøs, hvor skal disse anlæg placeres og hvordan skal gassen fordeles til skibsflåden? (Endnu) flere gasledninger eller skal vi have galaksens største tankstation derude?

dette citat fra artiklen får det til at løbe koldt ned ad ryggen på mig :
"Når den første energiø med en kapacitet på 10-15 GW kan stå klar i starten af 2030’erne, vil den dog sandsynligvis kun blive elektrisk forbundet til land med tilknyttet konvertering til gas på land. Det er nemlig ikke teknisk muligt at foretage konverteringen fra strøm til gas ude på den kunstige ø med de tilgængelige teknologier i dag."

Igen - det er ikke et spørgsmål om teknologiske muligheder, det er et spørgsmål om økonomi. Tør nu øjnene og indse at vi ikke kan komme uden om A-kraft til base-load. Så får I Jeres vindmøller !

  • 3
  • 15

mulighederne for etablere en seks kvadratkilometer kunstig 'energiø' ...

Det må da være muligt at udnytte selve øernes arealer (og omkringliggende omgivelser) til at:

  1. Opstille vindmøller (uanset om det bare er par stykker... så er det jo billigere når de står på land end til havs)..

  2. Overplastre dem med solceller (evt. med spejle og vandkøling - det findes allerede).... (måske kan man lave dem så det rækker ud over selve øens areal)

  3. Bygge øen så de kan hjælpe med at lave haveenergi

  4. Lave forholdsvis store reservoirer (i højden eller dybden!) der kan lagre energien til de timer hvor der ikke produceres. Det er een af de billigste måder at lagre energi (hvis landskabet er der..)

Hvis man alligevel bygger øer, så må det kunne bidrage til at nedbringe tilbagebetalingstiden og hvis det bliver en del af designet må det kunne laves effektivt.

  • 1
  • 4

Det kan ikke betale sig at producere gas i meget stor stil blot til lager. Det kan dog blive nødvendigt alligevel og blive opkøbt strategisk af f.eks. Energinet.

Jeg tænker den “renewable” methan, som kan produceres ud fra opsamlet CO2 og brint fra elektrolyse, kan bruges som råmateriale til produktion af jet fuel eller et passende tilsvarende syntetisk produkt.

Hvor skal flybranchen ellers få brændstof fra, som ikke er fossil, til oversøiske ruter, som ikke kan dækkes af elektriske fly.

Ifølge mine egne analyser på bagsiden af en kuvert kan de oversøiske ruter godt bære en fordobling af prisen på brændstof, og til de priser begynder det at blive rentabelt at producere syntetisk jet fuel.

Jeg sprang nok et par mellemregninger over i min forrige kommentar...

  • 3
  • 0

Igen - det er ikke et spørgsmål om teknologiske muligheder, det er et spørgsmål om økonomi. Tør nu øjnene og indse at vi ikke kan komme uden om A-kraft til base-load. Så får I Jeres vindmøller !

Baseload fra akraft har ingen fremtid, så længe der er ikke er ordentlige og meget billige lagringsteknologier til strøm til rådigheden. Et behov som sol og vind ikke har i samme udtalte omfang som akraft.

Et øjebliksbillede af den franske forsyningssiuation se

Netop når alle omliggende lande til Frankrig, har mindst brug for strøm, dumpes overproduktionen fra de Franske aværker ud til omliggende lande.

Fremtidens forsyningssituation med mange el-biler og varmepumper vil gi' et så varierende forsyningsbillede, at en kontinuerlige strømproduktion fra akraft ikke er brugbar, eller det vil kræve så mange supplerende tiltag at baseloaden fortoner sig, og det kan være lige meget.

I dag er behovet 2,5 GW en sommernat stigende til 6 GW en vinterdag.

Det vurderes at der er behov for 12 GW varmepumper i fjernvarmesystemet og 2 - 3 GW i boliger uden FJV.

Bare vedrørende disse forhold så taler vi om et peakload på i størrelsesordnen 8 - 10 GW en vinterdag (afhængig af akkumleringskapacitet i vand) som vil falde til 2,5 GW en sommer nat. Og atomkraft er ubrugelig, uden meget betydelige lagringsmulighed..

  • 12
  • 1

En gigantisk ring-ø med pumped storage ville give en slags mening til buffer af elproduktionen


Jeg var vildt begejstret for ideen...

...indtil nogen præsenterede energiregnstykket for mig.

Ca 75-80% af "gode" energilagringsidéer holder ikke til matematisk afprøvning. Men heldigvis går der meget lang tid inden at udskydelse af brug af biobrændsel og vandkraft ikke er nok som lager for nordeuropæisk vindenergi, endda med 0% af det tab, som er forbunden med pumped storage, hydrogenproduktion, vehicel2grid og andre løsninger, som ikke baserer sig på udskudt forbrug af lagringsbar energi.

  • 4
  • 0

Bare vedrørende disse forhold så taler vi om et peakload på i størrelsesordnen 8 - 10 GW en vinterdag (afhængig af akkumleringskapacitet i vand) som vil falde til 2,5 GW en sommer nat. Og atomkraft er ubrugelig, uden meget betydelige lagringsmulighed..

20 GW møller sammen med en 100 % varmeforsyning med varmepumper i danmark vil for 85 % af forbruget til varmepumper (fjernvarme og individuelle) og selve el-forbruget have sammenfald med forbruget og overproduktionen fra møllerne vil være begrænset og økonomien vil ikke lide skade.

Der er mulighed for ca. 500 MW elproduktion kontinuerlig fra landets affaldsværker efter principper her se

Når den rene ilt sendes ind i brændkammeret reduceres masseflowet med en faktor 5 og el-produktionen øges og strømforbruget reduceres meget betydelig på Carbon Capture anlægget. Det kræver typisk 140 KWh el til at udtage 1 ton co2 via co2-udtagsanlægget i røggassen, som ved en betydelig reduktion af masseflowet kan reduceres. Og partikkelforurenningen er 0% fra anlægget.

Ved en virkningsgrad på 85 % på PEM cellerne (mulig inden for en årrække sammen med et betydelig prisfald) og 80 % på metaniseringanlægget yder de danske affaldsaffaldsanlæg 2,7 Twh/år SNG fuel. Ved stort el-behov lukkes brintproduktionen ned og de 500 MW el tilflyder el-nettet.

I følge landbruget er der basis for 10 Twh/år biogas ved relativ beskedne omlægninger af landbrugets drift.

Efter princippet her se

Passer co2mængden fra renseprocessen til at der kan produceres yderligere 5 TWh/år SNG. Den samlede produktionskapacitet af fjernvarme vil yde 1/3 (10 TWh/år) til landets byer i 'udkantsdanmark'.

Dvs. et land som danmark kan producere samlet 18 TWh syn fuel.
Sammen med 3 Twh fra de danske skove og 6 Twh halm kan hele landets el og varmebehov efterkommes og det endda så rigelig selv ved mange varmepumper og el-biler.

Den samlede el og fjernvarme koster i dag 25 - 30 mia. årligt hvoraf 10 mia. er tilskud. Det vil 3 - 4 dobling fordobling af den nuværende møllekapacitet sammen med 12 GW varmepumper og affaldsværker med metanisering, og biomassekraftværker sammen med biogasanlæg kunne gøre markant billigere, når hele landets el og fjernvarme er fossilfri.. Implementeringstids 5 - 7 år.

  • 2
  • 3

"Ingeniøren" informerede os den 15. April 2019 om at den finske reaktor Olkiluoto 3 vil koste 41 milliarder DKK og i gennemsnit yde 1484 MW.
Dvs. en investering på 27 mio DKK/MW.

Det her er artiklen fra den dato:

https://ing.dk/artikel/ol3-forste-nye-a-kr...

Ingen pris på anlægget...

Til gengæld kan man realistiske estimater på omkostningerne for Olkiluoto 3 på alt fra

https://www.reuters.com/article/us-finland...

8,5 mia euro i 2012 inden de sidste forsinkelser til

https://metropolitan.fi/entry/olkiluoto-ol...

10 mia i 2018.

Hertil kommer de ekstraomkostninger som de primært finske, men også Nordpoolske generelt, forbrugere har haft på grund af den manglende kapacitet i perioden fra værket skulle have været sat igang indtil det bliver, hvor andre aktører fornuftigt nok ikke har villet investere i ny kapacitet med tidsudløb. Det er sat til 1,2 mia euro af VVT...om året. Hvis bare halvdelen af det er realiseret, så er det på de ti år blevet til 6 mia oveni.

https://www.elfi.fi/2007/09/olkiluoto-3n-m...

Det lave estimat for pris plus halvdelen af de skønnede udgifter for forbrugerne er 8,5 + 6 mia euro eller 105+ mia eller 250% af dit estimat...

  • 8
  • 2

Ja tak til at der opsættes "10.000" havvindmøller i Nordsøen og at det bliver en væsentlig bidrag til grønt el i EU .
men hvad er iden med en Ø ?

Henrik Poulsen (Ørsted direktør) mener nu kun der skal 50.000 15MW vindmøller til at for at producere lige så meget strøm som Europa totalt bruger.

Hvis vi antager fortsat energieffektivisering, så skal der noget i retning af 150.000 møller til før al energi leveres fra vindmøller.

  • 1
  • 1

8 udbudsrunde

Den altid kritiske Jens Voldby Crumlin fortjener (nu når han ikke selv gider) da, at nogen forsøger at finde et kort, der viser de ledige områder, som er med i 8. udbudsrunde:

https://presse.ens.dk/pressreleases/energi...

Med mit lettere overfladiske (undskyld udtrykket) kendskab til kulbrintepotentialet udenfor Centralgraven og 'Siri-korridoren' (tror jeg den kaldes) op langs med sektorgrænsen til Norge, tror jeg ikke, at hr. Crumlin behøver at være nervøs for, at der ikke er plads til de to mulige placeringer, 3 og 4, af en energi-ø i den danske del af Nordsøen.

p.s. Undskyld sent svar - har været væk fra internettet et stykke tid.

  • 1
  • 0

Linket fortæller hvad det vil koste nordiske forbrugere, ikke TVO.
I øvrigt er prisen TVO betaler stadigvæk 41 mia kr, fordi Areva har solgt det som nøglefærdigt værk. Differencen er Arevas udviklingsomkostninger ved at bygge et prototypeværk.

Det er sku alligevel imponerende hvor meget du kan blive ved i årevis at forsøge at skive virkeligheden så præcist at det giver maksimal opbakning til din sag, uanset om tiden har vist at fundamentet under de enkelte støttepunkter falder sammen et efter et. Det samler jeg op på til sidst.

Ok:

Linket fortæller hvad det vil koste nordiske forbrugere, ikke TVO.

Når vi skal tage stilling til vores energiplanlægning, enten i ing-sandkassen eller mere bredt politisk, hvilken rolle er det mest optimalt at indtage, energiforbrugerens eller TVO (En sammenslutning af finske energiintensive virksomheder)? Desuden har TVO som en betydelig del af finske energiforbrugere OGSÅ været ramt af en årti med forhøjede energipriser.

I øvrigt er prisen TVO betaler stadigvæk 41 mia kr, fordi Areva har solgt det som nøglefærdigt værk.

Igen, hvad TVO har kunnet få på kontrakten er rimeligt ligegyldigt. Hvis der er en ting der er sikkert, så kommer INGEN nogensinde til at få tilbudt bare sammenlignlige vilkår, da Areva gik konkurs under konstruktionen af Olkiluoto 3

Differencen er Arevas udviklingsomkostninger ved at bygge et prototypeværk.

Opfindelse af nye argumenter on the fly. 1: Siemens trak sig fra samarbejdet inden Arevas konkurs, så de fik ingen ekspertise ud af deres "udviklingsomkostninger" (underskud) andet end at holde sig langt væk fra atomkraftreaktorer, 2: Flamanville, er det også et prototypeværk? Det er løbet op i 10,9 mia euro. Med to prototypeværker under bæltet, så må der være nogle nye europæiske kontrakter på opførsel af Arevas reaktordesign på "nøglefærdige" kontrakter til "TVO priser". Det må være simpelt at give en liste og priserne på dem?

Her er en ædruelig genfortælling: Areva og deres juniorpartner Siemens vil gerne have foden indenfor i gen III markedet og byder - givet med meget tynd forventet fortjeneste - på opførslen af en reaktor i Finland. Meget hurtigt går det galt, udgifterne løber op og arbejdet går i stå. Siemens trækker sig og siger derved farvel til atomkraftmarkedet. Areva går konkurs, men fortsætter opførslen ved hjælp af penge fra den franske stat. Samtidig har forbrugerne i nordpoolområdet på grund af forsinkelsen haft store øgede udgifter til deres el i forsinkelsesperioden.

Godt, så taberne er 1) Areva, 2) Siemens, 3) Den franske stat og 4)Nordpool forbrugerne. Vinderne er TVO, men kun delvist, da de også i forsinkelsesperioden har haft forøgede udgifter til strøm.

Fint, så siger du: "Vi skal bare gøre som TVO: Få en skudsikker kontrakt på et billigt atomkraftværk", men det kræver at vi 1) finder to industriglomerater der vil støtte med milliarder indtil deres konkurs eller de trækker sig inden det når til det, 2) finder en stat, der er villig til at samle op efter de to private aktører har kastet håndklædet i ringen og 3) vi ignorerer den udgift der påføres alle elforbrugerne når værket forsinkes.

  • 16
  • 0

Husk nu at foretage arkæologiske undersøgelser før konstruktionerne påbegyndes.
Doggerland/-banke kan rumme interessante fund fra jægerstenalderen.

  • 5
  • 0

Kernekraften har tjent Frankrig og Sverige vel i 40 år, og for 40 år siden kunne man bygge et KK værk hurtigt og til en særdeles fornuftig pris. Og man har aldrig hørt om et alvorligt uheld med svenske og franske atomkraftværker, medens det faktisk er et farligt arbejde at servicere vindmøller.
Hvorfor kan man ikke i dag?
Og hvordan kan man i ramme alvor påstå, at en teknologi, der har en så succesfuld historie bag sig ikke dur?
Og hvordan kan man bagatellisere den kendsgerning, at vindkraften svinger ukontrollabelt?
I 2018 svingede vindkraften i Tyskland+Frankrig +Spanien+Belgien + Holland + England f. eks. mellem 89 Gw og 5,7 GW med en middelværdi på 37 GW.
Normaliserer man dataene i forhold til det enkelte lands årsgennemsnit for at kompensere for de forskellige systemer forskellige størrelser får man i enheden W/KW
Middel 1000
Max.......2857
Min..........117
Stdafv.....541

Uanset hvad bliver det dyrt at finde ud af at anvende en så ustyrlig energikilde.
Til sammenligning så ydelsen fra svenske kernekraft værker i Januar 2018 ud som vist nedenfor i MW
Middel.....8355
Max..........8663
Min...........7312
Stdafv........436 svt. 5% af middelværdien mod vindkraftens 54% af middelværdien.

Det kan vel ikke være anstødeligt at anføre, at vindkraften kun dur så langt back-up en reækker?

Prisen på Kernekraftværker. De forenede Arrabiske Emirater er efter 9 års byggetid 93% færdige med at opføre fire koreansk byggede AP 1000 reaktorer med en samlet kapacitet på 5600 MW.
Investeringen bliver 40 mio kr/MW. Stadig billigere end de 47 mio kr/MW for Horns Rev 3. Og så vil Horns Rev 3 og andre vinbdmøller ubestrideligt have et enormt og enormt dyrt back-up behov.

  • 1
  • 8

Og hvordan kan man bagatellisere den kendsgerning, at vindkraften svinger ukontrollabelt?


Præcis og det er møllernes styrke som passer perfekt sammen med et stærkt varierende forbrug dels over dagen men i langt højere grad over året.

Og ved en stor overkapacitet af møller skal man bare finde en aftager til overproduktionen og her er varmepumper og SNG et udtalt instrument.

Atom producerer konstant og er i det store og hele ubrugelig, når hele forsyningen skal varetages.

  • 8
  • 1

Kernekraften har tjent Frankrig og Sverige vel i 40 år, og for 40 år siden kunne man bygge et KK værk hurtigt og til en særdeles fornuftig pris. Og man har aldrig hørt om et alvorligt uheld med svenske og franske atomkraftværker, medens det faktisk er et farligt arbejde at servicere vindmøller.

Har du styr på arbejdsforholdene for arbejderne i de franskejede uranminer i Afrika?

Og hvordan kan man i ramme alvor påstå, at en teknologi, der har en så succesfuld historie bag sig ikke dur?

Det er der ikke mange der siger. Der hvor der desværre ikke er andre alternativer, så KAN atomkraft være en nødvendighed, hvis vi vil af med fossile brændstoffer.

Og hvordan kan man bagatellisere den kendsgerning, at vindkraften svinger ukontrollabelt?

Hvis det blev bagatelliseret, så ville vi f.eks. i Danmark ikke have nok verdens mest stabile energiforsyning, men have masser af brownouts

2018 svingede vindkraften i Tyskland+Frankrig +Spanien+Belgien + Holland + England f. eks. mellem 89 Gw og 5,7 GW med en middelværdi på 37 GW.
Normaliserer man dataene i forhold til det enkelte lands årsgennemsnit for at kompensere for de forskellige systemer forskellige størrelser får man i enheden W/KW
Middel 1000
Max.......2857
Min..........117
Stdafv.....541

Uanset hvad bliver det dyrt at finde ud af at anvende en så ustyrlig energikilde.
Til sammenligning så ydelsen fra svenske kernekraft værker i Januar 2018 ud som vist nedenfor i MW
Middel.....8355
Max..........8663
Min...........7312
Stdafv........436 svt. 5% af middelværdien mod vindkraftens 54% af middelværdien.

Det kan vel ikke være anstødeligt at anføre, at vindkraften kun dur så langt back-up en rækker?

For at tage det sidste: Vindenergi indgår som en komponent i energiforsyningen sammen med andre kilder: Vandkraft, bio og indtil det er udfaset: naturgas og kul. Der er ikke noget der har brug for backup, lige så lidt som du skal indregne backupprisen for danske jordbær, når de ikke kan produceres i 10 måneder om året.

Det relevante er at dække hinandens svagheder af: Sæsonudsving i produktion og forbrug, holde GENNEMSNITSprisen lav og altid have mulighed for at producere. Vind overproducerer i forhold til forbruget om vinteren, vand- og nu også vindkraft holder prisen lav og bio er lagringsbar. Dine tilbagevendende standardafvigelsesberegninger har interesse for den hårde kerne i Nordpool og EnerginetDK i deres daglige planlægning, men har så godt som INGEN betydning politisk set, så længe der huskes på de tre regler ovenfor, som på ingen måde har brug for atomkraft for at blive opfyldt.

Prisen på Kernekraftværker. De forenede Arrabiske Emirater...

Lad os stoppe der. Jeg vil gerne tale om økonomi, når der præsenteres et EUROPÆISK atomkraftværk, som ikke er købt/solgt imellem interne partnere. Det er påfaldende at det er umuligt at få prisen ned, når der er overnationale konkurrencemyndigheder, der kigger over skulderen, selv i lande, som er POSITIVE overfor atomkraft

Og så vil Horns Rev 3 og andre vinbdmøller ubestrideligt have et enormt og enormt dyrt back-up behov.

Jeg ville ønske jeg kunne lave en makro der smed denne her hver eneste gang ordet backup fremkom i energidebatten:

"Vindkraft har ikke brug for backup. Det indgår sammen med andre CO2 lette energikilder i et sundt mix, som kan afbalancere hinandens styrker og svagheder igennem handel på et gennemsigtigt marked til altid at opfylde behovet."

  • 12
  • 2

Har du prøvet at lægge en forbrugskurve sammen med vindkraftydelsen. Så ville du se, at et er det rene nonsens du fremfører.
Dansk vindkraft har hidtil kunnet lade sig gøre, fordi, den har kunnet spille sammen med skandinavisk vandkraft.
Men tyskerne må med store tab eksportere ca. 1/3 af deres vind og solkraft.
Og iøvrigt ville jeg gerne se en kalkulation for fremstilling af elektrofuel. Man skal ikke bare lade sig stille tilfreds med en illustration man har set i Illustreret Videnskab.

  • 2
  • 9

Tak til Mads Torben Christensens for at finde links. Jeg tror dog ikke at det er helt så enkelt som Mads skriver hvis man skal tro de artikler hvor problemet har været nævnt. Det vil være et principelt skifte i vores energipolitik hvis det besluttes at vindudbygning altid vil have forrang for olie og gaslicenser. Den tidligere Energiminister havde jo den stik modsatte prioritering . Det er for mig at se endnu en vigtig pointe i kampagnen for at få et stop for nye licenser som IDA er en del af.
Mvh.
Jens Voldby Crumlin

  • 2
  • 0

Har du prøvet at lægge en forbrugskurve sammen med vindkraftydelsen. Så ville du se, at et er det rene nonsens du fremfører.

Ja og simuleret det i Energipro ved at interpolere den nuværende produktion fra møllerne så der ydes 12 GW. I alle de sidste 10 år er udfaldet at over 80 % af forbruget havde sammefald med mølleproduktionen.

Og overskuddet fra møllerne kan via varmepumper levere den langt overvejende fjernvarme.

Og med den SNG og biogas der er basis for kan det restende strøm uden problem produceres https://ing.dk/artikel/kunstig-energioe-no...

Glem alt om akraft det er kun en klods om benet på fremtidens energisystem..

  • 12
  • 3

Og når de planlagte 12 GW ny havvind er lagt til kan du multiplicere den brune kurve med ca. 3,5.
Og hvordan i hhh kan en regelmæssig, pålidelig og regulerbar elproduktion, altså KK, være ringere end en produktion svarende til den brune kurve ovenfor?

Hvilken periode dækker kurven iøvrigt. DEn maksimale vindkraft i første halvår af 2019 var 5239 MW og det gennemsnitlige elforbrug (brutto) var 3957 MW.

Et eller andet må det vel koste, at få den blå kurve til at tilpasse sig den fremtidige brune, idet jeg forudsætter, at den skadinaviske vandkraft ikke vil have kapacitet til at være buffer for hele Nordeuropa, og dermed heller ikke for Danmark.

Jeg ved naturligvis at omkostninger ikke spiller en stor rolle for folk, der vil frelse Verden, men de skulle måske alligevel betænke, at det først og fremmest var foragt for omkotninger og ressourcespild, der knækkede det onde Sovjetimperium.

Kineserne kan, medens europæerne kunne, men nu kludrer rundt i deres uduelighed.

https://www.world-nuclear-news.org/Article...
The Taishan project - 140 kilometres west of Hong Kong - is owned by the Guangdong Taishan Nuclear Power Joint Venture Company Limited (TNPJVC), a joint venture between EDF (30%) and China General Nuclear (CGN). Unit 1 of the power plant started construction in 2009, followed by unit 2 in 2010. These two units are the third and fourth EPR units under construction globally. The EPR design adopted in Taishan was developed by Framatome.

Taishan 1 achieved first criticality on 6 June last year and was connected to the grid on 29 June. It was declared to be in commercial operation on 13 December.

The loading of fuel into the core of unit 2 began in May this year and it attained a sustained chain reaction for the first time on 28 May..

  • 3
  • 7

Og hvordan i hhh kan en regelmæssig, pålidelig og regulerbar elproduktion, altså KK, være ringere end en produktion svarende til den brune kurve ovenfor?

I dag er situationen at der en sommer nat er behov for 2,5 GW i dk. og en vinterdag er der brug for 6 GW. Yderligere er der behov for 15 - 18 GW varmeeffekt i boligmassen 2 - 3 Mdr, om året. Varmebehovet vil kunne erstattes ved 4 - 5 GW fra varmepumper så el-behovet i vinterdagene er omkring 10 GW

Hvordan skal det på nogen mulig måde kunne laves med atom uden ekstremt meget backup og supplement fra konventionelle kraftværker og en helt masse der skal brændes af for at yde varme til boligmassen.

  • 3
  • 2

Tyskerne vil vanskeligt kunne undvære kerne- , kul- og gaskraft eftersom vind+sol varierede mellem 50217 MW og 667 MW i 2018. Så de klarer sig uden eller næsten uden vind- og solkraft i en del af tiden.
Exportens sammenhæng med vind+ solkraft i 2018 kan med en rimeligt god korrelation udtrykkes med ligningen
Eksport (MW) = 0,26*(Vind + sol) + 1185 MW.
Men hvis man er uden for pædagogisk rækkevidde kan man naturligvis godt påstå, at det er værdiløs konventionel strøm, der må eksporteres.

  • 1
  • 2

I december 2018 ydede vindkraften ig gennemsnit 1959 MW varieende mellem 137 MW og 4754 MW.
Men også fra uge til uge var der betydelige forskelleI uge 49 lå gennemsnitsydelse f.eks. 2447 MW medens tallet for uge 51 var 1204 MW.
Jeg ved ikke hvilken uddannelse eller stilling Niels Hansen har siden han kan bagatellisere de problemer vindkraftens uforudsigelige variation må give.
Er det noget med salg?

  • 1
  • 8

"Jeg var vildt begejstret for ideen...

...indtil nogen præsenterede energiregnstykket for mig."

Det er mere økonomien der er problemet.
Man skal op i tusindvis af kvadratkilometer inddæmmet hav for at det begynder at batte, så etableringsomkostningerne er enorme.

  • og den energimæssige tilbagebetalingstid for byggeriet er sikkert århundreder.

Selve turbinerne kan køre med 80% virkningsgrad (hver vej) selv ned til 6-8 m faldhøjde.

  • 6
  • 0

I december 2018 ydede vindkraften ig gennemsnit 1959 MW varieende mellem 137 MW og 4754 MW.
Men også fra uge til uge var der betydelige forskelleI uge 49 lå gennemsnitsydelse f.eks. 2447 MW medens tallet for uge 51 var 1204 MW.
Jeg ved ikke hvilken uddannelse eller stilling Niels Hansen har siden han kan bagatellisere de problemer vindkraftens uforudsigelige variation må give.

Der er flere udbydere af mekaniske systemer som når man trykker på en rød knap så starter de og yder el-produktion. Man vil typisk trykke på knappen når et givent produktionsystem ikke kan yde den produktion forbruget efterspørger. Når der er så er trykke på et vist antal røde knapper så passer produktion og forbrug. Der er så en anden knap en blå knap. Når man trykker på den så stopper anlægget. Den blå knap tages i brug når disse produktionssystemer producerer mere end forbruget..

En øvelse som i øvrigt praktiseres meget ved store baseload produktioner fra atomkraft f.eks. i Frankrig hvor den daglige variation i forbruget skal afstemmes efter systemet med den røde og blå knap, og dette også når et stort atomkraftværk falder ud.

Der er med andre ord meget pålidelige og gennemprøvede systemer f.eks. fra Frankrig der kan ordne denne lige øvelse med at starte og stoppe 'som vinden den blæser'..

  • 2
  • 4

Artiklen nævner: "energiøen skal også kunne lagre energi fra havvindmøllerne ude midt i Nordsøen. Med hvilke teknologier er dog ikke fastlagt".
Et forslag: I stedet for en ø, skal det være en meget stor ringformet dæmning, hvor vindmøller placeres på dæmningen.
Når det blæser kraftigt, er der overskud af el. Den bruges til at pumpe vand ud fra dæmningens indre ud i Nordsøen. Og gæt: Når det ikke blæser, ledes vand fra havet gennem turbiner til det indre.
Dæmningen bygges af materialer fra det indre, så "bunden" kan ligge langt dybere end havbundem.
Jeg har for længe siden foreslået at bygge en tilsvarende ringdæmning med vindmøller i Kattegat. Den skulle have vejadgang fra Jylland, så man kan køre i elbil derud og nyde maden på restauranterne og evt sejle og surfe på det indvendige bassin. En formidabel turistattraktion, hvor indtægterne kan betale det ikke helt billige projekt.

  • 3
  • 4

Synes faktisk også ideen er visionær og fin,- det vil kræve en del samarbejde og komprimere på tværs af grænser, hvilket nok bliver den størteste forhindring. (Er faktisk lidt misundelig på USA, selvom vi elsker at være skeptiske over for Amerikanerne,- men "de" har altså vellykket kunne lande flere sondre på Mars, flyve ud til solsystemets grænser, og angiveligt haft mennesker på Månen), så måske en god øvelse at samle kræfterne her også.
Hvis man oveni prøver at skabe gode habitarter for dyreliv, f.eks. rev ol. for fisk omkring møller mv. kan det give muligheder og afkast der ikke er let målbare.

Ved at læse mange kommentarer her, kan man få den tanke at mange vil vælge at blive i et dårligt og trist forhold (kul, olie mv. ;-)), så længe den kortsigtede økonomi diktere det!
Men ok, bundløse økonomiske huller er heller ikke sagen, men måske der så skal tænkes endnu større for at få projektet til at hænge sammen.

  • 1
  • 1

Niels Hansen: Spændende ide med affaldsforbrændingerne. Der går nok nogle år før teknologien er realistisk, ligesom man nok ville anvende SOFC i stedet for PEM. Og så gætter jeg på, at man ville springe CCS-ledet over, og i stedet producere ammoniak ved elektrolyse, i stedet for hydrogen, for at få et bedre brændsel og en bedre virkningsgrad. Men helt klart en spændende ide :-)

  • 3
  • 0

Niels Hansen: Spændende ide med affaldsforbrændingerne. Der går nok nogle år før teknologien er realistisk, ligesom man nok ville anvende SOFC i stedet for PEM. Og så gætter jeg på, at man ville springe CCS-ledet over, og i stedet producere ammoniak ved elektrolyse, i stedet for hydrogen, for at få et bedre brændsel og en bedre virkningsgrad. Men helt klart en spændende ide :-)


Teknologien er klar og de store CCS foretagender Shell, Chevron, General Electric http://nhsoft.dk/a2018/work1/Dec/Magnus-Mo... mangler kun et projekt hvor de økonomiske rammevilkår er i orden, og det problem løser varmepumper og affaldforbrændinger, hvis man ønsker et land 100 % fossilfri hurtigt. Siemens taler for 5 - 70 MW elektrolyse nu, og igen hvor rammevilkårerne er i orden, så de ikke skal sende en check hver måned for at betale for strøm fra nettet som supplement til en given møllepark.

Ja ammoniak er spændende men noget urealistisk pga, de meget store sikkerhedsforanstaltninger med de store mængder der kommer på tale. Og når brinten skal 'udtages' det byder på store problemer. SNG her er infrastrukturen på plads.

  • 0
  • 0

Det har jeg godt nok lidt svært ved at se, når man ser på hvad følgetiltag der skal til for at støtte op om aværkerne for at kunne levere det behov el-nettet har i frankrig.

Er det ikke lidt ligemeget at snakke om hvor meget eller hvor lidt atomkraft passer med elforbruget? Prisen på KK er stukket af ift. alt andet. Hvis det virkelig blev nødvendigt at forbedre forsyningssikkerheden er der billigere løsninger: placere vindmølleparker længere væk, forbedre grænsehandlen, forbedre økonomien for elbiler og implementere "smart grid" eller hvad det nu hedder i 2019. Der er en grund til at selv de store atommagter som Kina og Sydkorea vil væk fra KK.

  • 2
  • 0

Karsten: Jeg svarede dig for nogle dage siden, men det er nu væk!!!
Jeg svarede, at når en tråd er meget lang, kommenterer jeg - somme tiden uden at læse det hele.
Og da jeg aldrig har set forslaget om en ringdæmning fra andre, er sandsynligheden meget lille for en gentagelse.
For øvrigt kan denne løsning kun udjævne en lille del af vindmøllernes varierende effekt, men jeg fastholder, at det vil være en stor turistattraktion.

  • 0
  • 3

"Ny forundersøgelse viser, at det både teknisk og økonomisk er realistisk at bygge en kunstig energiø midt i Nordsøen med en kapacitet på op til 15 GW i starten af 2030'erne. Nu rækker danske, tyske, og hollandske eltransmissionsselskaber ud til politikerne."

Politikernes opgave, håber jeg, er vel bare at give tilladelse til byggeriet.

  • 2
  • 3

Jeg giver dig fuldstændig ret
Det minder fuldstændig om det forsvundne Atlantis

Hvorfor ikke satse på nogle løsninger vi Allerede har

Så som elbiler

Vi skal holde op med at forbruge olie

  • 0
  • 2
Bidrag med din viden – log ind og deltag i debatten