Med et nyt projekt er det planen at integrere elektrolyse-enheden direkte i tårnet til en havvindmølle fra Siemens-Gamesa, kaldet SG 14-222 DD.
Som man kan aflæse af typebetegnelsen, er møllen på 14 MW og har en rotordiameter på 222 m. Hos Siemens regner man med, at møllen, der bliver sat til salg i midten af 2020’erne, bliver koncernes trækhest for salget af havvindmøller

Poul Skjærbæk innovationschef hos Siemens Gamesa tror simpelthen ikke på, at tyskerne kan få etableret de nødvendige el-motorveje fra havet ind til landet, og derfor må der noget andet til, hvis både industri og forbrugere i fremtiden skal forsynes med 100 pct. grøn energi, mener han.</p>
<p>Havmøller uden netforbindelse
»Vores studier viser, at konverteringen måske ikke skal foregå helt ud på vindmøllerne, men meget tæt på, og at vi om 10-15 år har havmølleparker, der slet ikke er netforbundet, men som er anlagt langt ude på havet, hvor det blæser meget, og hvor vindmøllerne producerer brint og ammoniak, der hentes hjem via rørledninger eller skibe,« siger han.</p>
<p>»Jeg ser ikke nogen vej uden om brint eller andre former for gasser – og jeg tror, folk bedre kan acceptere et brintrør, der graves ned og derefter er væk, end højspændingsledninger. Samtidig kan man transportere rigtig meget energi på ingen plads i sådan et rør,« siger han og henviser for eksempel til de to gasrør, som udgør Nord Stream 2, og som med en diameter på 1,15 meter tilsammen kan transportere naturgas til 26 millioner boliger om året.

DK, UK, DE og NL har potentiale til brint energilagring i saltkaverner. DK har potentiale: Onshore 500TWh og offshore 500TWh og DE 10x DK. Se link

Hvis offshore saltkaverne energilagring vil det kræve regulering/tryk/fordeling/op-afladning platform med brint rørnet infrastruktur (transmission rørnet tryk typisk 80bar). Saltkaverne energilager tryk typisk: Min 80bar og max 200bar

Technical Potential of Salt Caverns for Hydrogen Storage in Europe Dec 2019https://www.sintef.no/globalassets/project/hyper/presentations-day-2/day2_1125_caglayan_fjg.pdf

For en god ordens skyld vil jeg lige præcisere, at ikke alle er enige i kritikken. Jeg er eksempelvis ikke

Hej Martin

""”Jeg synes ikke, du er helt fair i din kritik. Hvordan synes du, denne artikel er 'kulørt'? Præmissen om havvind er ikke noget, jeg har fundet på, men er jo én, som er opstillet af de fagpersoner og eksperter, jeg har talt med ifm. denne og andre artikler om emnet.""”

Dine artikler (dem jeg har kunnet se) plejer vist ikke at være de mest kulørte. I dette tilfælde, har overskrifterne dog fået noget kulør (”Helt skørt”, ”pærer og bananer”) og ”Helt skørt” må siges både at afspejle en holdning og en hensigt i retning af at flytte på andres. Heldigvis er det i dette tilfælde ikke i det skjulte bag ekstrabetalingsmuren.

Jeg finder det også kritisabelt f.eks., at du ikke sætter spørgsmålstegn ved vindmøllelobbyistens udsagn: ”Er man korrekt og fratrækker biomasse som vedvarende energi, vil det betyde, at der generelt mangler grøn strøm i 2030.” Når du ikke spørger ind til, hvorfor det er korrekt at fratrække biomasse, selvom lobbyistens motiver burde være til at få øje på, bliver sådan noget egennyttigt sludder, ubemærket ophøjet til et faktum, som læserne og herunder evt. medlæsende politikere og andre beslutningstagere måske blot tager afsæt i. Dette indtil ekstra-regningerne til skatteborgerne/el-forbrugerne og bl.a. restproduktbortskaffende aktører formentlig med tiden tårner sig op i en grad, der får det til at stå klart, at især de bedst placerede centrale kraftvarmeværker nok alligevel ikke skulle have været nedlagt men i stedet ombygget til backup-ydende, næringsstof- og biokoks-recirkulerende samt – også på andre mulige måder - CO2e-negativ bio-kraftvarme på overvejende, ellers klima- og på andre måder miljøbelastende organiske restprodukter.

Jeg anker ikke imod havvind, men snarere imod unødig meget havvind, som marginalt set og inkl. fornøden meget dyr og/eller tabsbehæftet PtX - kaldende på endnu mere havvind og infrastruktur, - næppe er billigere end velvalgt bio-kraftvarme i allerede etablerede el- og fjernvarmenet, og f.eks. kørende svarende til årets 5000 dyreste fuldlasttimer, hvoraf de dyreste i kondensdrift og evt. overlast. Dette på overvejende billige bortskaffelsekrævende brændsler og med ”bi-indtægter” fra belønning af CO2e-negativitet samt recirkulation af termisk oprensede næringsstoffer og biokoks. - Og med fordele af større ”indenlandsk” forsyningssikkerhed og mindre tvungen og derfor mere økonomisk el-udveksling med udlandet.

""” Så når jeg henvender mig til ministeriet med spørgsmål, gør jeg det også klart, at det er på vegne af de eksperter, jeg har talt med, og ikke den samlede danske ingeniørstand.”""

Det fremgår af artiklen, at GridTech har modtaget et skriftligt svar fra Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet. Så du er - af en række årsager – blevet opfattet som repræsenterende især IDA´s medlemmer. Eller har du forklaret ministeriet, at du/Gridtech driver et uafhængigt sekretariat for dine eksperter/lobbyister?

""”Jeg er desuden ikke bekendt med, at der skulle findes en udbredt opfattelse blandt fagpersoner om, at energien til PtX og den generelle elektrificering skal komme fra mere afbrænding af biomasse, men hvis der gør, så hører jeg da gerne de betragtninger til eneventuelt opfølgende artikel.”""

"Afbrænding" klinger nttesløst og jeg advokerer kun for bæredygtig bio-kraftvarme som et værdifuldt (bl.a. produktivt i stedet for tabsbehæftet) supplement til brændselsfri VE, og et f.eks. sådant væsentligt supplement tror jeg, at vi er mange, der finder hensigtsmæssigt/fornødent. For resten opfatter jeg, at du, GridTech/mediehuset og dine valgte eksperter snarere advokerer for ingen bio-kraftvarme, hvor min egen holdning går i retning af en mere fuldstændig (brændselsfleksibel) og (exergetisk) effektiv udnyttelse af især danske bio-ressourcer, hvilket jeg – desværre pt. med svigtende held - har arbejdet på det meste af mit arbejdsliv.

Hvis du synes, at der er blevet langt mellem forskere og eksperter på området biokraftvarme, kan det både skyldes de kredse, du primært bevæger dig i, at mange er blevet pensioneret, spredt for alle vinde og/eller er ansat i selskaber, der tjener bedre på primært at arbejde med noget konkurrerende, der derfor ikke må generes med udtalelser til journalister. Nogle arbejder måske i forsyningsselskaber, for hvilke det er forbudt at lade restvarmekunderne betale til - også resten af landets - elforsyningssikkerhed.

For øvrigt giver jeg ikke så meget for jeres mange henvisninger til også unavngivne forskere og eksperter, for der er rige muligheder for at vælge forskere og eksperter på indsatsområder, der vil være mere behov for (og blive fremmet) uden biokraftvarme. Og selv forskere er ofte ikke uvildige, fordi de løbende skal skaffe bevillinger og partnere til deres forskning og ellers se sig om efter andet arbejde. Også derfor er det vigtigt, at vore landspolitikere så vidt muligt nøjes med at beslutte overordnede mål og rationelt begrundede, målopfyldende teknologineutrale rammebetingelser, så de bedst egnede markedskræfter så vidt muligt opfylder de politiske mål for egen regning og risiko. Hvis politikere - rådgivet af veltalende lobbyister – derimod sætter en masse penge af til forskning i og støtte af specifikke VE-og klima-løsninger, vil der ikke gå ret længe, inden du kan finde flere forskere og eksperter, der går stærkt ind for netop disse løsninger.

""” Selvfølgelig kan man diskutere, hvor store system-omkostninger man skal acceptere fra flukturerende strømkilder, men jeg synes ikke det er fair at trække den præmis ned over denne artikel og kritisere den for ikke at have de aspekter med.”""

Som jeg ser det, hænger det sammen som ærtehalm.

Jeg leverer gerne yderligere forslag til ting, du kunne tage op efterfølgende, men så skal det blot ikke være i låste GridTech-artikler.

Mvh. peder

I øvrigt ville man nok også vente på energiøen, selv med en ren H2-løsning. For man ville stadig have stor lyst til at hæve H2-trykket på øen, for at få en større lagervirkning i brintrørene.

Man vil næppe lave en ren elektrolyseløsning i møllerne, fordi en kombineret løsning, giver størst fleksibilitet i forhold til markedet....

For en god ordens skyld: Man skal have øen på plads først, fordi AC -> HVDC-transformerne skal stå oven på øen.

Hvis der anvendes 15MW havvindmøller med brint elektrolyseanlæg indbygget, kan brint infrastruktur føres til energilagring i saltkaverner og fordeles til aftager lande uden energiø og bruges af kraftværk gas turbiner opgraderet til 100% brint eller bruges til PtX produktion

"Men det kan ikke lade sig gøre i Nordsøen, lyder det fra Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet i et skriftligt svar til Ingeniørens energimedie, GridTech,"

For en god ordens skyld: Man skal have øen på plads først, fordi AC -> HVDC-transformerne skal stå oven på øen.

Så vidt vides kører ingen kraftværk gasturbiner nu på 100% brint. Der er problemer med lange flammer med H2 og resonans. Op til 30% brint i naturgas er nu muligt at opgradere.</p>
<p>Men alle gasturbine fabrikanter mener at 100% H2 nås inden 2030.

Naturligvis nås det inden 2030, og vi har ikke brug for dem inden. Måske bliver der slet ikke brug for dem: Kommer der nok RSOC's i systemet, klarer de backup-behovet. I mellemtiden beviser små gasturbiner, at det kan lade sig gøre: https://www.turbotec.be/hydrogen-gas-turbine/

Hej Peder,

Redaktøren for bemeldte medie her. Jeg synes ikke, du er helt fair i din kritik. Hvordan synes du, denne artikel er 'kulørt'? Præmissen om havvind er ikke noget, jeg har fundet på, men er jo én, som er opstillet af de fagpersoner og eksperter, jeg har talt med ifm. denne og andre artikler om emnet.

Så når jeg henvender mig til ministeriet med spørgsmål, gør jeg det også klart, at det er på vegne af de eksperter, jeg har talt med, og ikke den samlede danske ingeniørstand.

Jeg er desuden ikke bekendt med, at der skulle findes en udbredt opfattelse blandt fagpersoner om, at energien til PtX og den generelle elektrificering skal komme fra mere afbrænding af biomasse, men hvis der gør, så hører jeg da gerne de betragtninger til eneventuelt opfølgende artikel.

Selvfølgelig kan man diskutere, hvor store system-omkostninger man skal acceptere fra flukturerende strømkilder, men jeg synes ikke det er fair at trække den præmis ned over denne artikel og kritisere den for ikke at have de aspekter med.

Mvh. Martin, Ingeniøren (og redaktør på GridTech)

Fra tidligt i artiklen: """Men det kan ikke lade sig gøre i Nordsøen, lyder det fra Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet i et skriftligt svar til Ingeniørens energimedie, GridTech,"""

Når Klima-, Energi- og Forsyningsministeriet f.eks. således interagerer med Gridtech, gør de det formentlig i den tro, at Gridtech i væsentlig grad repræsenterer os ingeniører og herunder i særlig grad IDA´s medlemmer, men også IDA-medlemmer skal betale ekstra for at sikre sig kendskab til indholdet i f.eks. en sådan dialog. Jeg har i efterhånden mange kommentarer kaldt det gidseltagning og afpresning af især IDA´s medlemmer.

Årsagen til, at jeg benytter så hårde ord, er ikke kun, at det principielt er helt ude i hampen, at IDA tillader noget sådan i IDA´s regi, men også at mediehuset forholder sig både kulørt og meget lidt neutralt til de mulige VE- og klimateknologier. Vind kan vi ikke få for meget af, hvorimod især elproducerende og således backup-ydende og - i velvalgte versioner - endda CO2e-negatriv bioenergi er af det onde og i bedste fald kun noget midlertidigt. Dette selvom det er dyrt at skabe et forsyningsikkert elsystem og miljøvenlig recirkulering af næringsstoffer på andre måder, og selvom forekomsten af store bortskaffelseskrævende organiske restproduktstrømme jo ikke er en pind midlerlertidig.

Det er muligvis ikke helt så énøjet og kulørt bag Gridtechs ekstra-betalingsmur, som på Ing.dk, men, hvis man vil vide det, og kunne kommentere og evt. sige fra over for generende misforståelser o.l. på eget arbejdsområde, koster det kassen.

Hvor længe ville journalistforbundets medlemmer mon accepterer noget, der bare ligner?

Men gasturbiner kører jo altså også fint på 100% H2, så det behøver ikke at handle om iblanding i naturgassystemet.

Så vidt vides kører ingen kraftværk gasturbiner nu på 100% brint. Der er problemer med lange flammer med H2 og resonans. Op til 30% brint i naturgas er nu muligt at opgradere.

Men alle gasturbine fabrikanter mener at 100% H2 nås inden 2030.

Jeg er enig i, at det er oplagt med en H2 infrastruktur. Men gasturbiner kører jo altså også fint på 100% H2, så det behøver ikke at handle om iblanding i naturgassystemet.

Vi skal nok også overveje muligheden for en O2 infrastruktur, hvis vi virkeligt får gang i elektrolysen.

Metan iblandet 15% H2. Svarer det til, at omkring 5% af energiindholdet er i H2?

Ja, metan CH4 har energiindhold 3,2 x brint H2.

Ja, det er utroligt, hvad man kan læse i rapporter. Det er mangel på fantasi, hvis man ikke kan få øje på de forretningsmodeller, som gør elektrolyse økonomisk attraktivt inden 2030.

Med nuværende planer om DK 10 millard kr investeringer i elektrolyseanlæg og med overskudstrøm i 2030 bør der planlægges og investeres i brint infrastruktur/energilagring. Og især i samarbejde med UK, NL og DE.

Hvis kraftværk gasturbiner opgraderes til 100% brint i 2030 kan op til 350GW effekt fra naturgas erstattes af grøn gas som brint. Se links

Wartsila gasturbiner opgradering til brinthttps://www.wartsila.com/media/news/05-05-2020-wartsila-gas-engines-to-burn-100-hydrogen-2700995

Man gasturbiner opgradering til brinthttps://www.man-es.com/docs/default-source/oil-and-gas-process-industry-documents/gas-_turbine-_combustion1.pdf?sfvrsn=46e8a9df_4

GE gas turbiner opgradering til brinthttps://www.ge.com/power/gas/fuel-capability/hydrogen-fueled-gas-turbines

Ansaldo gas turbiner opgradering til brinthttps://www.ansaldoenergia.com/business-lines/hydrogen-technology

Mitsubishi gasturbiner opgradering til brinthttps://power.mhi.com/special/hydrogen/article_1

In 2030, electrolysers and methanation plants do not appear to be competitive flexibility solutions, mainly because of their capital costs, which are higher than those of other technologies that can provide similar flexibility services

Ja, det er utroligt, hvad man kan læse i rapporter. Det er mangel på fantasi, hvis man ikke kan få øje på de forretningsmodeller, som gør elektrolyse økonomisk attraktivt inden 2030.

PtX og varmepumper i FV-systemet er i øvrigt begge løsninger, som står foran implementering i storskala (varmepumperne har allerede været i gang en 2-3 år nu). At drømme om, at man kan holde den ene af teknologierne "stangen" med den anden er utopi.

Når vi taler om landbaserede anlæg, trænger vi til en overordnet strategi. eksempelvis, at motorvejssystemet skal udbygges til energikorridorer. Her er der ofte god afstand til boliger, så der er plads til vindmøller og solceller, der kan være plads til datacentre, frysehuse, varmepumper og fjernvarmerør, som kan forbinde landets fjernvarmenet, man kan lave forsøg med energilagring osv. Og skulle vi vælge at udbygge med en eller anden form for opladning af elbiler under kørslen, er det rart allerede at have elinfrastrukturen på plads langs de store trafikårer.

Metan iblandet 15% H2. Svarer det til, at omkring 5% af energiindholdet er i H2?

EU Rapport om energilagring og elnet sikkerhed i 2030 beskriver fleksibel elnet for at imødegå flukturerende sol/vind effekt med kraftværk gasturbiner forsynet med naturgas:

Study on energy storage – Contribution to the security of the electricity supply in Europe. March 2020 Se link side 48

In the METIS-Baseline scenario of the Long-Term Strategy these capacities more than double by 2030, reaching 320 GW for solar and 352 GW for wind. This important increase of variable generation technologies requires an evolution of the flexibility solutions to enable the system to match the demand at all time

50 GW installeret effekt Gasturbiner OCGT Open Cycle Gas

300 GW installeret effekt Gasturbiner CCGT Combined Cycle

0 GW installeret effekt CCGT CCS fleet with Carbon Capture

https://op.europa.eu/o/opportal-service/download-handler?identifier=a6eba083-932e-11ea-aac4-01aa75ed71a1&format=pdf&language=en&productionSystem=cellar&part=

EU Rapporten beskriver også side 48:

In 2030, electrolysers and methanation plants do not appear to be competitive flexibility solutions, mainly because of their capital costs, which are higher than those of other technologies that can provide similar flexibility services

Tyskland og Holland har allerede i 2030 stort behov for grøn gas (brint) og satser på brint rørnet, så DK kunne allerede i 2030 have brint rørnet infrastruktur til aftager lande?

Siemens har allerede gasturbiner, som kan opgraderes til 100% brint. Se link

https://www.siemens-energy.com/global/en/news/magazine/2019/hydrogen-capable-gas-turbine.html

Og ligeledes forberede storskala brint energilagring i saltkaver i DK?

Inden 2025 kunne det være et mål at tilsætte naturgasnet op til 15% brint som forsøg på brint energilagring? Og lave forsøg med naturgas og 15% brint i opgraderet kraftværk gasturbine?

Energi transportformer/priser sammenligning.

Se link side 6, 8 Energinet: "Nye vinde til brint, PtX strategisk handlingsplan" januar 2020

Pris 1Mkr/km: Brintrørledning (rørdiameter 0,9m ) kan transportere 10GW energi. (0,25m, 0,5GW)

Pris 4Mkr/km:Højspændingsledning 2x 400KV kan tranportere 2x 1,9GW energi.

10Mkr/km: 150KV jordkabel kan transportere 0,26GW energi.

30Mkr/km: Jævnstrømskabel HVDC, 150km kan transportere 2GW energi.

https://energinet.dk/-/media/65AB110D041D49DB9ECF45B1D1542DAE.PDF

Når det er sagt, så kan jeg ikke forstå, hvordan det kan tage 10 år at lave en energiø, men der er vel sammenligneligt med at bygge en stor bro. Dog er >95% af materialet vel sand fra omkringliggende havbund...

Først skal der regnes på udlandsforbindelser, laves VVM og opnås de rigtige tilladelser: 3-4 år

Så skal øen udbydes og bygges. Selve byggeriet tager omkring 3 år, pga sandpåfyldningen, så tidsrammen for den del er vel 4 år. Nu taler vi 2029

Så skal udlandsforbindelserne vedtages, udliciteres og etableres, og de 10 havmølleparker udliciteres og bygges.

Jeg synes 2033 lyder som et "stramt" tidsskema....

Delmål må aldrig komme i vejen for slutmålet. Det sker ofte, men det er forkert.

Slutmålet er at sikre CO2-fri produktion af energi (længe) inden 2050 til rimelige priser med et system, der understøtter dette.

Delmålet er at opnå 70% reduktion i CO2 udslip, ifht. 1990, inden for udvalgte sektorer.

I mine øjne er der ingen tvivl om, hvad der er vigtigst, og det er slutmålet!

Når det er sagt, så kan jeg ikke forstå, hvordan det kan tage 10 år at lave en energiø, men der er vel sammenligneligt med at bygge en stor bro. Dog er >95% af materialet vel sand fra omkringliggende havbund...

Skal vi nu ikke bare være ærlige: Når strømmen er "sort", er den for dyr til elektrolyse. Så det er løgn når aktørerne frygter "sort" PtX. Det de frygter er, at deres investeringer ikke bliver rentable.

Det er en reel frygt at have. Men så må de jo selv udtænke noget grøn strøm i tilknytning til deres projekter. Der er inspiration her: https://energinet.dk/Analyse-og-Forskning/Analyser/RS-Analyse-April-2019-PtX-i-Danmark-foer-2030