Nyt atomkraftværk til briterne for første gang i 20 år

Franske EDF er blevet enig med den britiske regering om at bygge et atomkraftværk med to 1.600 MW reaktorer ved Hinkley Point. Pris: 141 milliarder kroner.

For første gang i 20 år får Storbritannien et nyt atomkraftværk. Det står klart, efter at det statsejede franske elselskab EDF og den britiske regering er blevet enige om en aftale, der vil sikre de første to af en række nye reaktorer til briterne.

»Dette markerer næste generation af atomkraft i Storbritannien, der vil spille en afgørende rolle både for forsyningssikkerheden på lang sigt og for at dække vores energibehov,« siger premierminister David Cameron i en pressemeddelelse.

EDF skal bygge to EPR-reaktorer på hver 1.600 MW. Det er samme type, som bygges i Olkilouto i Finland og Flamanville i Frankrig. EPR står for European Pressurized Reactor og er en tredjegenerations trykvandsreaktor, der er udviklet af Areva, EDF og tyske Siemens.

Investering på 141 milliarder kroner

Ifølge aftalen, der har været forhandlet i cirka to år, er EDF blive garanteret en såkaldt ‘strike price’ på 814 kroner pr. produceret megawatttime i 35 år for atomkraftværket i Hinkley Point. EDF har samtidig planer om at bygge to tilsvarende reaktorer i Siezewell i Suffolk, og sker det, vil strike-prisen faldet til godt 788 kroner, oplyser ministeriet.

EDF vil sammen med sine partnere investere 141 milliarder kroner det nye kraftværk, der skal levere strøm til seks millioner husholdninger, og som vil reducere det britiske CO2-udslip med ni millioner ton om året.

Regeringen forventer, at konstruktionen vil generere 25.000 job, hvoraf godt halvdelen vil gå til britiske virksomheder. 5.600 personer vil arbejde på projektet, mens konstruktion er på sit højeste, og 600 personer i hele værkets levetid på 60 år. Hvert år skal værket producere 26 TWh.

Regeringen, der står foran en gigantisk oprydningsopgave fra de gamle atomkraftværker, skriver, at EDF og partnerne er forpligtet til at lægge midler til side, så der er penge til dekommissionering.

Kina får lov til at eje britiske atomkraftværker

Energiminister ED Dawey siger, at kraftværket bliver det første nogensinde, der bliver bygget, uden at britiske penge er involveret direkte. Det vil der formentlig komme mere af.

Repræsentanter fra den britiske regering har netop været i Kina, hvor EDF er meget aktive i byggeriet af nye atomkraftværker. Her præsenterede man en aftale, der åbner for kinesiske investorer til ny britisk atomkraft.

I starten kan kineserne kun erhverve en mindre andel, men sigtet er at åbne for, at kinesiske investorer kan eje majoriteten af aktierne i nye atomkraftværker. Det skal ske under ‘hensyn til forsyningsikkerheden’ og vil omvendt betyde, at britiske industrivirksomheder som Rolls-Royce, International Nuclear Service og Mott MacDonald får adgang til det kinesiske marked.

Polen vil bygge flere atomkraftværker

Det er ikke kun briterne, der nu skuer op for atomkraften. Også Polen er i gang. Her har regeringen netop offentliggjort en køreplan, der skal føre det til første polske atomkraftværk fra 2024.

Polakkerne vil have flere værker, så i 2024 skal mindst ét andet værk være under planlagt eller under opførelse. Målet er, at næste værk åbner i 2029, skriver Nucnet.

Polen er sammen med Tjekkiet, Ungarn og Slovakiet partner ‘The Visegrad Four’, som arbejder for, at EU støtter udviklingen af atomenergien i Europa.

Kommentarer (370)

1600 MW der kører 90% af tiden bliver til ca. 12 mio MWh om året.

De 26TW må derfor antages at være for hele værket og ikke bare for den ny reaktor.

Til 814 kr/MWh bliver det 10 mia kroner om året i omsætning.

10 mia er ca. 7% af 141 mia, det lyder nogenlunde som noget investorer kan se i øjnene.

Byggetiden på 10 år til driftstart er der kun en ting at sige til: Det tror vi på når vi ser det.

Den meget kritiserede Anholt Havmøllepark får til sammenligning en garanteret betaling på 105.1 kr/MWh.

Ny atomkraft er altså 7 gange dyrere end vindmøller og tager mindst 8 år mere at få i drift.

Det efterlader kun et spørgsmål:

Nedlægger de frående planøkonomer i REO snart sig selv ?

  • 23
  • 26

Og hvor I nogen af vores indlæg står der at vi er fortalere for kulværker.

Der er nu ganske sært at hver gang man siger nej til A-kraft dukker der altid nogen op og kræver man skal står til ansvar for kul.

Prøv at forholde dig til det vi rent faktisk har skrevet og ikke hvad du tror der står.

  • 5
  • 14

Det er en god pris værkerne får for strømmen, og åbenbart er de ligesom vindmøller garanteret afsætning, for ellers kan produktionen ikke blive til 26TWh pr. år.
Det må sætte de tilbageværende fossilværker under endnu mere pres, da de derved mister yderligere afsætning af deres el.
Med en pris på 800kr/MWh lyder det meget dyrt i forhold til tal man ellers hører om atomkraft. Hvordan hænger det sammen?

  • 12
  • 5

Jeg undrer mig over den såkaldte “Strike price” på lige omkring 80 øre/kWh i hele levetiden, endda justeret for forbrugerprisindexet. Det lyder ikke bare højt i forhold til de andre tal i opgørelsen, men også i forhold til vindkraft, hvor kun en vindmøllepark er over de priser og kun for halvdelen af dens levetid. Er der nogen der kan klargøre i hvilket omfang “strike price” er anderledes end garantiprisen for møllestrøm?

Mon ikke der er indbygget en særdeles heftig forsikringspræmie ind i det beløb i lyset af den finske erfaring? Eller er det finansieringen af den efterfølgende dekommisering der får den helt derop og ringe?

  • 9
  • 3

1600 MW der kører 90% af tiden bliver til ca. 12 mio MWh om året.

De 26TW må derfor antages at være for hele værket og ikke bare for den ny reaktor.

TO reaktorer på HVER 1600MW...

  • 11
  • 1

Det er en god pris værkerne får for strømmen, og åbenbart er de ligesom vindmøller garanteret afsætning, for ellers kan produktionen ikke blive til 26TWh pr. år.
Det må sætte de tilbageværende fossilværker under endnu mere pres, da de derved mister yderligere afsætning af deres el.

Er det godt? Eller er det kun godt når det er atomkraft og dårligt når det er vind? ;)

Med en pris på 800kr/MWh lyder det meget dyrt i forhold til tal man ellers hører om atomkraft. Hvordan hænger det sammen?

Jeg er blevet mere og mere overbevist om at det handler om at den engelske regering har afkrævet de FULDE omkostninger ved atomkraftværket indregnet i prisen for strøm, også slutomkostningerne, måske i lyset af udgifterne til Sellafield. Hvis det er tilfældet, så er den kontrakt nok det tætteste vi kommer på et sandfærdigt billede af prisen for strøm fra atomkraftværker.

  • 5
  • 4

1600MW for 141 mia kr. Det bliver:
141 mia kr. / 1.6 GW / (365,26 * 24t) / leveår = 10,0 kr/kWh / leveår

Dette er jo et smukt tal - vi skulle næsten tro, at prisen var udregnet efter det.

Antages en levetid på 40 år bliver omkostningerne 25 øre per kWh, uden drift og vedligehold, uden oprydningen bagefter, uden betalt samfundsforsikring for udslip, uden brændselsudgifter, uden strømdistribution - alene for strømproduktionen. Og uden afgifter.

Er det ikke en høj pris? Samtidigt er pengene "bundet" i 40 år, så de ikke kan bruges til andre investeringer, f.eks. forskning i nye former for energiproduktion.

Hvad koster andre former for energi, når vi tilsvarende ser bort for driftsudgifter, udgifter til forurening, oprydning, strømdistribution osv?

  • 7
  • 9

Hvis man regner lidt på sagen så ser det ikke helt tosset ud. Med disse forudsætninger hænger det sammen.

Investering = 141E9 kr
Rente = 4% p.a.
Strømafregningspris = 35 øre/KWh
Driftsomkostninger per år = 1E9 kr.

Afbetalingstiden bliver derefter ca. 30 år.

  • 5
  • 0

Nye antagelser:

  • Afregningsprisen er 80 øre/kWh
  • Værket holder 60 år
  • Dekommisionen koster det samme som et nyt værk = 141E9

Regne..Regne....så giver det en rente på ca. 13% p.a.

Det ser meget fornuftig ud.

  • 5
  • 0

Prisen for Anholt kan ikke direkte sammenlignes, da man ikke får samme ydelse e.g.
1) Nettilslutning. At bygge et kraftværk på 1,6 GW ved siden af en transmissionslinie og koble det til er ret billigt. At tilslutte et vindmøllepark ude midt på Kattegat og føre linien ind på land til et sted hvor nettet kan klare belastningen er langt dyrere, og ikke med i prisen for Anholt, da denne udgift betales af Energinet, dvs forbrugerne. Tilslutningen er måske 1-2 mia? Det er ikke med i de 105 øre/kWh.

2) Dispatchable. Et KK kører 90% af tiden og outputtet kan skaleres efter behov. I den virkelige verden vil man ikke tage begge reaktorer ud samtidig, så det kan dækkes ved import eller fra andre KK værker etc. Anholt laver ikke strøm når vinden ikke blæser. Det kan vinden lade være med i ugevis i DK, og når vinden ikke blæser på Anholt blæser den heller ikke andre steder, så andre vindmøller kan ikke tage over. Fuld backup i form af termiske dispatchable værker er derfor nødvendig. Prisen for denne spinning reserve skal derfor regnes ind i prisen for vindkraft. Prisen for strøm produceret på den slags er højere end ved grundlast, da disse værker er økonomisk optimale at køre fuld skral. Vedligehold og byggelån skal betales uanset hvor meget værket kører og effektiviteten lider når de ikke køre 100%. Prisen er ikke med i de 105 øre/kWh.

3) Dekommissionering. Er der regnet med i prisen på Anholt at maskinerne skal dekommissioneres på et tidspunkt og fundamenter mm ryddes op?

Så måske er den reelle sammenlignelige omkostning for Anholt for samme ydelse som briternes nye kraftværker 2-3 kr/kWh.

Måske er der en grund til at tyskerne bygger kulkraftværker på fuld kraft frem for flere vindmøller, nu de lukker deres KK værker. De har ikke råd til den "billige" VE, og deres PSO afgift og prisen på strøm er på himmelflugt.

Og hvorfor bygger briterne KK, hvis vind var konkurrencedygtigt? De har også problemer med høje elpriser og vind ser ikke ud til at være en økonomisk løsning endnu.

Vh Troels

  • 19
  • 7

"Nye antagelser:
•Afregningsprisen er 80 øre/kWh
•Værket holder 60 år
•Dekommisionen koster det samme som et nyt værk = 141E9

Regne..Regne....så giver det en rente på ca. 13% p.a.

Det ser meget fornuftig ud."

Den garanterede afregningspris er trods alt kun 35 år. Derefter fri markedspris. Dertil mangler vi driftudgifter.

Men det er godt nok dyrt det projekt for forbrugere. DONG siger de inden udgangen af 2020 kan sælge strøm fra offshore vindmølle parker til under 10 eurocent per kwh. Onshore kan det gøres for under 4 eurocent /kwh

Vestas siger selv at deres nye V164 8mw mølle kan reducere COE med 40% i forhold til alle eksisterende offshore møller.

  • 5
  • 2

"Regeringen, der står foran en gigantisk oprydningsopgave fra de gamle atomkraftværker, skriver, at EDF og partnerne er forpligtet til at lægge midler til side, så der er penge til dekommissionering."

Det ser ud til at dekommissionering er med i prisen.

Vh Troels

  • 8
  • 1

Ifølge
https://en.wikipedia.org/wiki/European_Pre...
så vil værket udover de 3.2GW el også producere af størrelsesordenen 9GW varme.

Nu ved jeg godt at fjernvarme ikke er universelt populært i Danmark, men kan man virkeligt ikke udnytte noget af den enorme varme til opvarmning ?

Guderne skal vide at mange engelske hjem kunne bruge noget bedre opvarmning.

  • 6
  • 0

2) Dispatchable. Et KK kører 90% af tiden og outputtet kan skaleres efter behov.

Output vil ikke blive skalleret. Tror du ejerne er idioter? De får jo penge for strømmen uanset om der er aftagere til den eller ej.

Da forbruget er konstant, så skal der ligesom ved vindmøllerne være andre værker der kan klare spidslasten og lukke helt ned når atomkraften oversvømmer markedet med overskudsstrøm. Det omvendte problem men resultatet er det samme.

  • 12
  • 2

De 141 milliarder er dog kun den første pris.
Der er endnu intet atomkraftværk der er blevet bygget til oprindelig pris.
Olkiluoto i Finland f.eks. er nu så massiv over den oprindelige beregning at det er blandt de fem dyreste bygningsværker på Jorden overhovedet...

  • 4
  • 4

Kapacitet: 3200MW
Effektivitet: 90%
Elproduktion pr måned: 2.103.840.000 kWh
Lånesum: 141.000.000.000 kr
Lånerente: 4%
Løbetid: 30 år
Terminer pr år: 12
Rentetilskrivninger pr år: 12
Ydelse pr måned: 673.155.567 kr
Kapitaliseringsomkostninger: 32,00 øre/kWh
Drift og vedligeholdelse: 10 øre/kWh
Samlede omkostninger: 42,00 øre/kWh

Det lyder som om det bliver en rimelig god forretning.

  • 13
  • 1

Er der nogen der kan klargøre i hvilket omfang “strike price” er anderledes end garantiprisen for møllestrøm?

Der står lidt i nyheden længere nede under detaljer om kontrakten, det lyder som om det er en fastpris begge veje rundt:

2.Investment contracts, such as that under discussion for Hinkley Point C, are an early form of Contract for Difference (which are envisaged to be introduced under the Electricity Market Reform (EMR)). Under investment contracts (and Contracts for Difference) if the Strike Price is above the reference price, the generator would receive the difference between the two. However, if the reference price is above the Strike Price, the generator would have to pay the difference to the counterparty.

  • 0
  • 0

Anholt får støtte i 50.000 fuldlasttimer. Det nye atomkraftværk får støtte i 365,253524*0,93 = 285.000 fuldlasttimer eller næsten 6 gange så mange timer.

Det kan så godt være at atomkraftværket får 24 øre/kWh mindre men samlet set får værket stadig 3-4 gange så meget støtte som Danmarks dyreste vindmøllepark.

Så man skulle mene at vindmøllerne har rigeligt med overskud til at betale for backup.

  • 6
  • 6

  • 15
  • 2

Hvordan kan det være lovligt uden at spørge os klogere først?
Det begynder at haste med et kabel til England.
Hvad vej kommer der til at flyde mest?
Hvem scorer kassen.
Søren Lund vi savner et trøstens ord.

  • 3
  • 6

--- så jeg vil blot tilføje, at de søde og bedrevidende ord om REO fra PHK, som kun regnede en faktor 15 - 20 gange forkert, må da vist berettige til en undskyldning!
At PHK så også skrev 26 TW er jo morsomt, for så ville værket kunne dække hele verdens elforbrug!
Om økonomien vil jeg forsigtigt hviske: Mon ikke de engelske planlæggere har regnet lidt på kWh-prisen, før de bestilte de to reaktorer? - Med hilsen ... REO

  • 15
  • 5

Hvad med dekommissionering? Ing. har tidligere skrevet at det vil koste 600 mia. DKK at skrotte Sellafield, det er vel heller ikke gratis her, selvom der er mere styr på tingene i dag.

Hvad med affaldsdeponering? Det skal vel også indgå i regnestykket, eller et det også overladt til de brittiske skatteydere?

  • 3
  • 0

Det der med energi og effekt er et adelsmærke.
Jeg har engang hørt hr Glerup rode rundt her i et omfang ,så en førsteårsstuderende var blevet anbefalet studieskift.
Hr Glerup var energiformand under Aukens vinger.

  • 3
  • 4

Det er jo rørende billigt i sammenligning med nye landbaserede vindmøller (omkring 45 øre/kWh i gennemsnit og maksimalt 58 øre/kWh i hele deres levetid).

  • 2
  • 3

Så kan jeg da lave et tilsvarende regnestykke for vindmøllerne ved Hvis Sande (som er et realiseret projekt):

Samlet pris: 91 mio Dkk for 9 MW installeret effekt (3 Vestas V112 3 MW møller)
Middelvind: 9,7 m/s i navhøjde
Weibull formfaktor: 2,0
Nettab: 1,5%
Vindskygge: 4%
Rådighedstid: 98%

Årlig elproduktion: 42,66 GW
Samme elpris (det vil sige 35 øre/kWh) => Årlige elindtægter = 14,93 mio Dkk
Årlige D&V udgifter: 2,25 mio Dkk (I modsætning til dig vælger jeg et realistisk tal)
Årlig nettoindtægt: 12,68 mio Dkk

Samme annuitetsbelåning (4%)

Tilbagebetalingstid: Knap 9 år

Det er svært at slå vindmøller nu om dage...

  • 12
  • 4

Hvad med dekommissionering?

Dekommision: ???


Der står i artiklen at prisen er inklusiv dekommissionering.

Jeg har googlet lidt om "strike price". Det er en prisindex reguleret, som er en garanteret OG max. pris værket værket får i 35 år.
Hvis prisen på EL stiger til over 814 kr/MWh skal der betales tilbage til forbrugerne.
Det er nok ikke helt uden realisme at EL prisen vil overstige dette, inden for tidsrammen, således at engelske forbrugere får penge tilbage.

http://www.bbc.co.uk/news/business-24604218
http://www.bbc.co.uk/news/business-22772441

  • 2
  • 3

Det gælder altså også strømmen for landbaserede vindmøller. 25 øre/kWh mere end Nordpool prisen, dog maks. 58 øre/kWh i hele møllens levetid. Det vil med sikkerhed betyde, at PSO-afgifterne for vindmøller på et eller andet tidspunkt i møllens 25-årige levetid bliver negative. Den forventede gennemsnitspris for strøm de næste 25 år ligger omkring 62 øre/kWh...

  • 2
  • 0

Jeg undrer mig over den såkaldte “Strike price” på lige omkring 80 øre/kWh i hele levetiden, endda justeret for forbrugerprisindexet. Det lyder ikke bare højt i forhold til de andre tal i opgørelsen, men også i forhold til vindkraft, hvor kun en vindmøllepark er over de priser og kun for halvdelen af dens levetid.


Det er fordi du ikke har gjort dit hjemmearbejde godt nok, det synes jeg egentlig er ret skræmmende, når man tænker den tid du bruger på dette. Det engelske marked bliver reformeret totalt, og der laves individuelle contract for difference priser på de forskellige produktionsformer. Kernekraft klares pt. per værk, da de er så store. Det du ser på Hinkley point C er første kontrakt til et kernekraftmonopol, da EPR er den eneste reaktortype der endnu er godkendt. Jeg har angivet vilkårene på Offshore vind og HPC. Det er den indeksregulerede CfD pris og og forholdet mellem løbetiden og designlevetiden, bemærk at EPR har en designlevetid på 60 år, og ikke 35 år, som du tror. Offshore vind får 15 års indeksreguleret CfD ud af designlevetid på 25 år(visse mølletyper er sænket til 20 år). Det er de meget fortørnet over i vindbranchen, og de truer med at O&M omkostningerne på offshore kan blive så høje at de simpelthen piller dem ned efter 15 år! Derfor er CfDen på offshore vind kun en draft, da de hellere vil beholde det nuværende mere profitable Renewable Obligations system.

HPC: 89,5 eller 92,5 pounds/MWh, CfD i 58% af levetiden.
Offshore vind: 155(2014-15) til 135(2019)pounds/MWh, CfD i 60% af levetiden.

Så må du selv medregne EPRens evne til at fissionere den eksisterende engelske plutonium og køre lastfølge. Og du kan selv modregne den engelske sektors relative ringe kapacitetsfaktor for offshore vind og risikoen for at energiselskaberne erstatter 15 år gamle møller med nye CfD-berettigede så støttetiden kommer op på 100%.

  • 5
  • 3

Då platser för kärnkraft i Storbritannien auktionerades ut trodde politiker och ekonomer att just energiomvandling till skillnad mot all annan storskalig industriproduktion ska kostnadsutvecklas negativt.

Försäljningen drog in många miljarder pund mer än de flesta trott.

Vattenfall förlorade många tiotals miljarder på köp av ett nederländskt energibolag och många regimer tvingade sina medborgare att subventionera så kallat VE (det mest hållbara är givetvis kärnkraft vilket dessutom är upphovet till VE).

Felet är att politiker har ekonomer som rådgivare och skattefinansierat den gröna rörelsen så deras budskap om att energi per automatik blir dyrare och dyrare för första gången i människans historia.

Om ingenjörer med en djup teknisk förståelse i stället var rådgivare så skulle dessa felbeslut bli färre.

Ersätt annars det antiintellektuella "hållbar" med resurseffektiv som gällt i hela människans historia tills den gröna rörelsen lyckats få den dumma massan att tro att just nu är det inte priset som visar hur stora resurser som används.

Kärnkraft GenIII+ byggs redan billigare och lika snabbt som kolkraft i regioner med effektiv byråkrati på området, så inte ens gratis kol kan konkurrera i regioner som måste öka sin elproduktion eller ersätta uttjänta kraftverk, då kol kräver så stora hanteringsresurser.

Ryska reaktorer byggdes för en livslängd på 25 år, men deras driftsäkraste reaktor (en snabb bridreaktor av GenIV typ) har försörjt en stad med fjärrvärme och elektricitet sedan 1981 och har drifttillstånd till 2025.

USA byggde sina reaktorer för 40 års livslängd men de flesta har tillstånd för 60 års drift.

Indien bygger nu reaktorer för 100 års livslängd och realistiskt kommer EPR drivas i 80 år.

Om 80 år kan jag garantera att inga människor deltar i nedmonteringen av ett kärnkraftverk med alla sina fina råvaror.

Japansk och Finsk kärnkraftsindustri låter testa betong i Norges ena testreaktor för att lära sig hur betong åldras vid kraftig strålning.

Redan finns helt autonoma reaktorer på ritbordet och militärt används de som nästan inte kräver driftpersonal.

Den förta saltsmältreaktorn som startade var tänkt att ersätta fossilbränsle för bombplan. Den startade i november 1954 och reglerades enbart genom kylfläktarna, noll kylning expanderade bränslet så att avståndet ökar mellan fissionerande atomer och reaktorn gick på "tomgång" 20 gånger gick den från full effekt till tomgång den sista testdagen.

Vi kommer redan under 2020-talet se civila reaktorer som saknar driftpersonal.

I takt med att allt fler reaktorer startar i Kina så kommer makthavarna inse hur mycket mer resursskapande kärnkraft GenIII+ är än kol, sol och vind.

Om några år då fler GenIV startat kommer den andra kärnkraftvågen dra över jorden och den kommer bli fyra gånger högre än den första under 1980-talet då en stor reaktor startade i snitt var 17:de dag.

Danmark kommer börja med kärnkraft för produktion av processvärme, elkraft, syntetiska drivmedel, cement, konstgödsel och råvaror till plastindustrin redan under 2020-talet.

Då kan ni tacka den brittiska regeringen som hjälpt till att öppna ögonen för modern, säker, billig och miljövänlig energiomvandling.

Den Tyska energipolitiken kommer gå till historien som en av de mest resurskrävande och i historieböcker samt kurser i statskunskap belysa effekten av att den gröna rörelsen subventionerats med skatter och därmed ändrat väljarnas åsikter.

Detta system som kortsluter vår form av demokrati är ett av det största hotet mot vårt samhälle.

Hitler använde en liknande metod och läser man Fursten av Machiavelli så inser man att metoden är mycket effektiv och använts i hela människans historia.

Folkmakt har aldrig gillats av skattefinansierad maktelit.

  • 9
  • 2

Hvorfor er det alle er så glade for at sammenligne prisen med Anholt?
Jeg mener de fleste er vel blevet enige om at prisen på strøm fra Anholt endte med at blive urimelig dyr, sammenlignet med tilsvarende parker.
Eller at afregningsprisen for strøm fra vindmøller faller årligt i takt med udviklingen, mens prisen på strøm fra ovenstående kraftværk er låst ca. dobbelt så lang tid ud i fremtiden som strøm prisen fra en vindmølle er garanteret.

  • 10
  • 1

Beregninger på afregningspriser på en dansk mølle i Hvide Sande og Anholt sammenlignet, med Strike Price På Hinkley fortæller ikke ret meget.

UK har strike priser på alle former for EL og gas, som Lars Andersen også forklarer.
Nederst på linket kan man se de andre garanterede priser i UK:
http://www.windpowermonthly.com/article/11...

Strike price modellen er faktisk rigtig god, syntes jeg. Den kan få firmaer til at investere, uden at man skal starte forfra med er EU udbud, hvergang nogen får en idé om et kraftværk.
Der er modsat også en garanti for at prisen ikke kan løbe løbsk.

Modellen kunne også bruges på anden infrastruktur, f.eks. bredbånd betalingsveje etc.

Jeg ser gerne at alle går stille med dørene med offshore prisen i UK. Jeg syntes at Anholt var !"#¤% dyr, men når det rygtes hvad de betaler for offshore vind i andre lande.... ;-)

  • 2
  • 0

Det står i GDA.

Ned til 25% nominel effekt. Lastfølgen er 5% NE per minut ned til 60% NE. Derefter 2,5 % NE per minut ned til de 25% NE. Ramping er det dobbelte.

Refuelling planlægges typisk i lavlastperioden.

  • 5
  • 0

Ok, så 5 af værkerne kan variere effekten mellem 1800-7200 MW (med en rådighedsfaktor på 90%). Det er naturligvis et problem at re-fuelling tager 2 måneder, men vi skal ikke være smålige, så det ser vi stort på. ydelsen passer nogenlunde til det danske behov.

Så ender vi med en kapacitetsfaktor på omkring 50%. Skal vi regne på kWh-prisen med den kapacitetsfaktor, synes du?

Nej vel! Når man først har bygget et A-kraftværk til noget der ligner 50 mio pr. MW, så skal værket køre fuldlast. Når alt kommer til alt koster landbaserede vindmøller omkring 10 mio pr. MW, og de kører med en kapacitetsfaktor omkring 50% på ordentlige placeringer. Så skulle f..... da betale 5 gange så meget for et A-kraftværk med samme kapacitetsfaktor.

PS: Jeg minder lige om, at brændsel og D&V er dyrere for et A-kraftværk pr. produceret MWh end for en vindmølle....

  • 4
  • 3

Det ser ud til at dekommissionering er med i prisen.

Citatet er: "...EDF og partnerne er forpligtet til at lægge midler til side, så der er penge til dekommissionering."

Det er vel ikke ensbetydende med at det er inkluderet i prisen, det kan ligesågodt komme ind over tid på driften, hvilket da også ville give mest mening?

Men at beløbet så kan reinvesteres/forrentes indtid det er tid til dekommissionering gør vel bare forretningsplanen endnu bedre for investorerne som, som det ser ud fra oplysningerne i artiklen, modsat forbrugerne har udsigt til en endog rigtig god forretning?

  • 1
  • 0

De franske værker har aldrig haft en særligt imponerende availability. Børnesygdomme, 10 års eftersyn, lukning pga. mangel på vand ved indlandsværker osv. Alligevel har de kørt dem i lastfølge. Billigere end os, på trods af deres sæsonvariation er større.

Men det kan selvfølgelig ikke lade sig gøre i England vel? Og slet ikke med nyere værker!

  • 4
  • 2

Nu manipulerer du Lars. De engelske værker skal ikke køre lastfølge men fuldlast. Det vil altid være følgen af en garanteret pris for strømmen.

Det er dig der plæderer for, at lastfølge er realistisk. Det mener jeg ikke det er - værkerne er ganske enkelt for dyre. Lastfølge giver i Danmark en kapacitetsfaktor på omkring 50%, og det kan vindmøller altså godt slå, til en femtedel af anlægsprisen pr. MW.

Storbritanien er ude i nogle vanvittige dispositioner når det gælder energi. Og det gælder også deres vindmølleparker, som er alt for dyre - også når det gælder D&V.

  • 2
  • 3

Nu manipulerer du Lars. De engelske værker skal ikke køre lastfølge men fuldlast. Det vil altid være følgen af en garanteret pris for strømmen.


Jeg har aldrig skrevet at de skal køres anderledes. Kun at EPR kan. Ligesom de 30 år gamle franske værker kan og gør. Det er meget muligt at det er uøkonomisk i den forstand at man undlader produktion til en meget lav marginalpris, men teknisk er der intet til hinder for det.

Om det er dyrt? Tja. Kapacitetsfaktoren ender i 60erne eller 70erne.

  • 2
  • 2

Nej, når det er dyrt at benytte værkerne til fuldlast, er det naturligvis hamrende dyrt at bruge dem til dellast. Så er vi vel enige om, at muligheden for lastfølge kun har teoretisk interesse.

Og så kan de jo heller ikke køre lastfølge i vid udstrækning - brændselsstavene forbruges "ujævnt" ved dellast, og det er jo ikke videre praktisk at de knækker, vel. Så selv teoretisk er dellastpotentialet til begrænset nytte.

  • 2
  • 2

Franskmændene kører kun meget begrænset lastfølge på deres kk-værker. De kører mest tænd-sluk, og så udnytter de vandkraft maksimalt til at regulere. Alligevel er de nødt til at sælge strøm langt under markedspris til landene omkring sig (især Italien) for at slippe af med det. Når kk-værkerne må opgive at følge med, køber de af tyskerne.

Det er ikke specielt dyrt at regulere ind efter vindmøllerne, og de er jo i forvejen langt billigere end KK-værker ser vi nu.

PS: Franskmændene har selv store problemer med at få bygget værket i Flamanville færdigt...

  • 4
  • 3

De kører mest tænd-sluk, og så udnytter de vandkraft maksimalt til at regulere.


Meget lidt af deres vandkraft er magasinbærende, så de får samme marginalomkostning som kernekraften. Nedlukning af et værk sætter deres availability til 0. De kørte i 2012 med 7 procentpoint lavere kapacitetsfaktor end availability. Der er ganske enkelt ikke unavailability nok til at nedlukning er mere brugt end lastfølge, hvis der også skal være plads til alm nedlukning til eftersyn og refuelling.

  • 1
  • 1

De kører mest tænd-sluk, og så udnytter de vandkraft maksimalt til at regulere.


Meget lidt af deres vandkraft er magasinbærende, så de får samme marginalomkostning som kernekraften. Nedlukning af et værk sætter deres availability til 0. De kørte i 2012 med 7 procentpoint lavere kapacitetsfaktor end availability. Der er ganske enkelt ikke unavailability nok til at nedlukning er mere brugt end lastfølge, hvis der også skal være plads til alm nedlukning til eftersyn og refuelling.

  • 1
  • 1

Det er ikke specielt dyrt at regulere ind efter vindmøllerne, og de er jo i forvejen langt billigere end KK-værker ser vi nu


Nej det er netop det vi ikke ser. Kig på DECCs CfD til hhv kernekraft og vindkraft.

PS: Franskmændene har selv store problemer med at få bygget værket i Flamanville færdigt...


Ja. Det trækker ud. Så er det godt at selvsamme reaktortype har større succes i Kina hvor der bygges to ved Taishan, og at englænderne har lavet 3-4 års review på reaktoren inden (På Arevas regning).

  • 2
  • 0

Strike price modellen er faktisk rigtig god, syntes jeg. Den kan få firmaer til at investere, uden at man skal starte forfra med er EU udbud, hvergang nogen får en idé om et kraftværk.
Der er modsat også en garanti for at prisen ikke kan løbe løbsk.

Det er vist lidt teoretisk at prisen kan blive højere end støtteprisen. Samtidig sidestiller det investeringer i dårlige placeringer (lavere markedspris) med bedre placeringer. Mon ikke det er derfor man i Danmark giver et fast pristillæg til nye landbaserede vindmøller i en kort årrække?

  • 0
  • 0

Som politikerne jo evigt og altid vræler op om som den store (og eneste) dommedags profeti, og hvis der er hold i deres vrælen op, og CO2 er den store synder, og man vil have lys og varme når solen er gået ned i vindstille vejr, ja så skal man jo ikke være den store Einstein for at se hvad der så er det eneste der duer.......
Kernekraft er vejen frem, og lur mig om ikke det om 50-80 år er det mest anvendte........world wide!
Fornemmer der falder brænde ned nu :)

  • 7
  • 5

Klap nu lige hesten, Lars. Det er tydeligt du faktisk ved noget om den franske situation. Så er der jo ingen grund til at sidde og lade som om de kører lastfølge.

De franske kk-værker kører begrænset lastfølge når brændselsstavene er nye, mens de overhovedet ikke kører lastfølge når stavene er ved at være klar til udskiftning. Derudover anvender man bevidst udskiftning af stavene i perioder med lav last, for at opnå lidt bedre reguleringskraft.

Er du uenig i, at franskmændene får en meget dårlig afregningspris for det el de eksporterer til især italienerne? Og at de er nødt til at importere betydelige mængder strøm fra Tyskland, fordi de ikke kan klare den nødvendige regulering selv?

Samlet er franskmændenes store problem en meget begrænset reguleringsevne. De er gode til at maksimere deres reguleringsevne, men de kan ikke undgå det grundlæggende problem: Der er ikke reguleringskraft nok i et elsystem der er baseret så meget på kk som deres. Skal vi ikke være ærlige om indrømme, at det franske elsystem ville bryde ned om vinteren, hvis de ikke kunne købe opregulering af tyskerne, og at det er heldigt de kan eksportere strøm til Italien og Schweiz om natten, for ellers ville de ikke ane, hvad de skulle stille op med det.

Selvom Frankrig, som et stort land, kan udnytte den strategiske fordel ved at kunne udskifte brændsler og alligevel have reservekapacitet (det ville ikke være muligt i et lille land som Danmark), er det heldigt, at hele Europa ikke gør som Frankrig, for deres model er meget afhængig af, at de kan importere og eksportere strøm fra lande med en energiforsyning uden kk's indbyggede begrænsninger.

  • 3
  • 1

Jeg foretrækker at lave mine beregninger selv. Til 50 mio Dkk pr. MW er kk ikke konkurrencedygtig. Heller ikke med vindkraft. Det er trods alt det dobbelte af, hvad Anholt koster - og her taler vi om danmarkshistoriens dyreste vindmølleprojekt.

Og så skal vi ikke glemme, at det ikke er dyrere at løse vindkraftens reguleringsproblemer end det er at løse A-kraftens reguleringsproblemer.

  • 4
  • 3

De franske kk-værker kører begrænset lastfølge når brændselsstavene er nye, mens de overhovedet ikke kører lastfølge når stavene er ved at være klar til udskiftning.


Det har heller ikke været en del af diskussionen. Nej du kan ikke regulere sidst på brændslet, ved coast down eller MOX(afhænger af reaktortypen). Som tidligere skrevet, så er det ren retrofit på de eksisterende værker. EPR er en evolutionær udvikling af primært de franske og tyske typer fra 80erne og 90erne. Reguleringsevne og immunitet ved forestyrelser til et niveau hvor de kan bruges til primær frekvensdrift er en del af markedet ønske. Særligt det franske hvor penetrationen er så høj. At kalde EPR for en dum grundlastkasse er faktuelt forkert.

Og alt det snak om forsinkelser? Pinligt! Den franske model med at køre serier har fungeret fint, og har altid endt i billigere og hurtigt byggede reaktorer.
https://upload.wikimedia.org/wikipedia/com...

Forskellen fra dengang og nu er at Frankrig allerede har rigeligt, og at det er dyrere/kompliceret at lave en international serie. Nu bygges EPR så i 4 lande, med forskellige supply chains og det certificeres i flere andre lande, heraf USA.

  • 2
  • 0

Så vi er enige om, at de franske værker kun i begrænset omfang kører lastfølge og kun når stavene er nye. I praksis kører man mest tænd/sluk regulering i forbindelse med brændselsskift (det kunne man ikke gøre med samme succes i et lille land som Danmark) - i det hele taget er de store enheder en ulempe i et lille land, fordi man er seriøst på r...., hvis et af værkerne må lukke af en eller anden årsag.

Om EPR engang bliver "billigt" er svært at sige, men lige nu er det hamrende dyrt. Og så har de jo ikke omlyst noget om antallet af gange man må regulere på værket i løbet af stavenes levetid, ligesom der ikke findes praktiske erfaringer angående reguleringsevnen. Vi er vel enige om, at særdeles kompetente mennesker advarer om, at man ikke kan regulere særligt mange gange med det design, at det forkorter levetiden at regulere - og så var der jo lige det med økonomien, som er dårlig selv ved fuldlast.

Det er meget svært at se, hvorfor A-kraft skulle være interessant for Danmark på den baggrund.

Jeg kritiserer hverken DECC, MIT, Bloomberg eller andre der regner på tingene. Men jeg foretrækker selv at regne på tingene. Så kompliceret er det jo heller ikke at beregne omkostningerne vel?

  • 4
  • 3

Kig på DECCs CfD til hhv kernekraft og vindkraft.


Den er jo så gammel at den går på krykker.

Siden vi diskutterede den, er alle operatørerne bag dit højt besungne Horizon-projekt forsvundet fra atomkraftmarkedet.

(Nå ja, du fosvandt jo selv fra ing.dk ved samme lejlighed, så du må jo vide hvor de blev af ;-)

I dag ser verden således ud:
http://www.rechargenews.com/wind/americas/...

Brasilien er et af verdens største vækstmarkeder, og har derfor et meget stor behov for ny elkraft.

De udelukker ingen teknologier - heller ikke atomkraft - og de lader alle teknologier konkurrere mod hinanden på samme betingelser:

  • Alle omkostninger, både før, under og efter driftperioden, skal betales af operatøren selv.
  • Eneste subsidie der tilbydes er statsgaranterede lån til lave renter, såfremt en vis andel af arbejdet udføres af Brasiliansk arbejdskraft.
  • Til gengæld er de garanteret fast pris for hver eneste MWh de leverer gennem hele levetiden, såfremt de vinder udbuddet.

Som grovsortering har regeringen dog valgt at lægge et prisloft på 126 Real/MWh = 31,5 øre/kWh.

Pudsigt nok er der så bare INGEN andre end vindkraft-udbydere der byder ind.

Selv vandkraften kan ikke konkurrere, trods vi taler om landet med én af verdens bedste vandkraftresurser.

EDF byder også ind - altså med vindmøller - ikke med akraft.

NB; de seneste to års auktioner på vindkraftprojekter i Brasilien, er vundet på 24 - 27 øre/kWh.
http://www.bloomberg.com/news/2012-12-14/f...
http://www.reuters.com/article/2013/09/15/...

  • 4
  • 3

Brasilien er et af verdens største vækstmarkeder, og har derfor et meget stor behov for ny elkraft.

De udelukker ingen teknologier - heller ikke atomkraft - og de lader alle teknologier konkurrere mod hinanden på samme betingelser:


Den kapacitet vi taler om er så lille, at vi taler om nogle få procent af det et kernekraftværk kan levere. Det er landmøller, det er meget billig lokal arbejdskraft, der er tilsyneladende ingen krav om en minimum duty time: Man kan levere strøm som vinden blæser. Og der er én ting der er 100% sikkert: Det har ingen relevans for i-lande noget sted i verden og det er tvivlsomt om det har nogen relevans overhovedet udenfor Brasilien.

  • 5
  • 3

Så vi er enige om, at de franske værker kun i begrænset omfang kører lastfølge og kun når stavene er nye. I praksis kører man mest tænd/sluk regulering i forbindelse med brændselsskift (det kunne man ikke gøre med samme succes i et lille land som Danmark) - i det hele taget er de store enheder en ulempe i et lille land, fordi man er seriøst på r...., hvis et af værkerne må lukke af en eller anden årsag.

Om EPR engang bliver "billigt" er svært at sige, men lige nu er det hamrende dyrt. Og så har de jo ikke omlyst noget om antallet af gange man må regulere på værket i løbet af stavenes levetid, ligesom der ikke findes praktiske erfaringer angående reguleringsevnen. Vi er vel enige om, at særdeles kompetente mennesker advarer om, at man ikke kan regulere særligt mange gange med det design, at det forkorter levetiden at regulere - og så var der jo lige det med økonomien, som er dårlig selv ved fuldlast.

Det er meget svært at se, hvorfor A-kraft skulle være interessant for Danmark på den baggrund.

Jeg kritiserer hverken DECC, MIT, Bloomberg eller andre der regner på tingene. Men jeg foretrækker selv at regne på tingene. Så kompliceret er det jo heller ikke at beregne omkostningerne vel?


Altså først taler om lastfølge for eksisterende værker. Så taler du om prisen for nye værker. Nye G III+ værker kan køre lastfølge, det er de født til og det er interessant, ikke hvad legacy værker kan eller ikke kan i den sammenhæng.
Så taler du om prisen på nye værker. Markedet skal nok regulere sig selv: Hvis prisen er for høj, så bliver de ikke bygget. Er prisen passende, så bliver de bygget. Der er et byggeboom af kernekraftreaktorer i gang østpå. Fortrinsvis i lande som Kina, Indien og Rusland. Hvad resten af verden så gør må de jo selv om.

  • 2
  • 2

Hvad koster slutdepot pr. KWh?
Hvad koster forsikring mod udslip pr. KWh - hvis man ellers kunne få forsikringsbranchen med på ideen?

Forventet produktion i værkets levetid:
3,2 * 24 * 365 * 60 * 0,9 = 1.513.728 GWh.

Lagerhal i 100.000 år (50 gange længere end siden Jesus fødsel). Hvad med 100 mil. kr. pr år? Kravene er høje til lokaliteten. Intet ind, intet ud. Ingen nedsivning i grundvand og nul terrorister de næste 100.000 år. Omkostninger til overvågning + det uforudsete når slutdepotet alligevel viste sig ikke at være så stabilt som man havde regnet sig frem til udfra teoretiske modeller.
= 10.000 mia. kr.
= 6,6 øre pr. KWh.

Om det er et eller flere forsikringsselskaber eller staten der betale for oprydning ved udslip så kommer det til at ske igen og udgiften skal indregnes i KWh prisen. Derfor skal der afsættes et beløb pr. KWh på denne post.

Det koster også penge i utide at lukke værker ned og i et opskruet tempo at opføre nye løsninger fordi befolkningen ikke vil a-kræft efter næste ulykke, som det ses i Japan. Denne omkostning skal indregnes i KWh prisen for el fra a-kræft da denne reaktion er specifik knyttet til denne teknologi.

  • 2
  • 4

Så vi er enige om, at de franske værker kun i begrænset omfang kører lastfølge og kun når stavene er nye.


Stavene kan ved normal uran burnup køre lastfølge i 80-90% af tiden ind refuel. Som jeg allerede har skrevet så drejer forskellen sig om 7 procentpoint, det ændrer sig ikke. Frankrig kører lastfølge om du kan lide det eller ej. Det her er ligeså uværdigt at diskutere som eksistensen af Eiffeltårnet.

Når enkeltpersoner som dig med egeninteresse i vindbranchen så mener anderledes end et regeringsorgan der har arbejdet over 5 år på at skabe den bedst mulige energipolitik for UK, så er vi tilbage ved det uværdige. Du kan mene hvad du vil, men det ændrer ikke på at DECC mener at kernekraften kan betales mindre for dens kWh end vindkraft.

Vi er vel enige om, at særdeles kompetente mennesker advarer om, at man ikke kan regulere særligt mange gange med det design, at det forkorter levetiden at regulere - og så var der jo lige det med økonomien, som er dårlig selv ved fuldlast.


Ja, det er da mange der advarer mod, og nogle steder er det forbudt. Andre steder bruges det idag, og det er et ønske det kommer i nye reaktorer. Det har jeg skrevet et par gange efterhånden. Men her er et link, hvor du kan læse det igen.
http://www.neimagazine.com/features/featur...
Vær særlig opmærksom på den del om lastfølgepolitikken i Frankrig.

  • 6
  • 2

Siden vi diskutterede den, er alle operatørerne bag dit højt besungne Horizon-projekt forsvundet fra atomkraftmarkedet.


Nej. Det er købt af Hitachi.
http://www.reuters.com/article/2012/10/30/...

De skal have ABWRen igennem GDAen ligesom EPR.
http://news.hse.gov.uk/onr/2013/04/regulat...

Så nu har du et nyt kernekraftprojekt som du kan påstå skal bruge en CfD på omkring 160 pund/MWh, indtil virkeligheden rammer dig og det kun er havvindmøllerne der får det. :)

  • 4
  • 1

Lagerhal i 100.000 år (50 gange længere end siden Jesus fødsel).


Radiotoxiteten kommer primært fra fissionsprodukterne ved closed fuel cycle. Fission af minor actinides sker allerede idag -I computersimuleringer af fast reactor blankets og subkritiske acceleratordrevne reaktorer :) Det er ikke meget anderledes end FEM.

Den primære radiotoxitet fra fissionsprodukterne kommer fra isotoper med en halveringstid på 30 år eller derunder. For en kraftproduktions vedkommende gælder det at lager skal kunne holde ca. 45 års volumen og være tæt i 20 halveringstider. altså 600 år.

  • 5
  • 0

Hvad koster slutdepot pr. KWh?
Hvad koster forsikring mod udslip pr. KWh - hvis man ellers kunne få forsikringsbranchen med på ideen?

Forventet produktion i værkets levetid:
3,2 * 24 * 365 * 60 * 0,9 = 1.513.728 GWh.

Lagerhal i 100.000 år (50 gange længere end siden Jesus fødsel). Hvad med 100 mil. kr. pr år? Kravene er høje til lokaliteten. Intet ind, intet ud. Ingen nedsivning i grundvand og nul terrorister de næste 100.000 år. Omkostninger til overvågning + det uforudsete når slutdepotet alligevel viste sig ikke at være så stabilt som man havde regnet sig frem til udfra teoretiske modeller.
= 10.000 mia. kr.
= 6,6 øre pr. KWh.

Om det er et eller flere forsikringsselskaber eller staten der betale for oprydning ved udslip så kommer det til at ske igen og udgiften skal indregnes i KWh prisen. Derfor skal der afsættes et beløb pr. KWh på denne post.

Det koster også penge i utide at lukke værker ned og i et opskruet tempo at opføre nye løsninger fordi befolkningen ikke vil a-kræft efter næste ulykke, som det ses i Japan. Denne omkostning skal indregnes i KWh prisen for el fra a-kræft da denne reaktion er specifik knyttet til denne teknologi.


Der er fejl i din beregningsmodel: Der er 365,25 dage på et år, svarende til 8766 timer. Så kommer levetidsproduktionen op 1.514.764,8 GWh. Lægges der 2,5 øre pr kWh tilside til slutdeponering, så vil der blive sparet 37.869.120.000 kr op. Og så medregner jeg slet ikke det beløb det bliver til, hvis pengene løbende sættes i statsobligationer eller byggeobligationer. En brøkdel af en øres hensættelse pr kWh produktion vil sikre at der er penge til dekommissionering.
Der er ingen, gentager, ingen der vil bruge en lagerhal til slutdepot. Slutdepotet ligger nede i jorden. Der må gerne sive/slippe lidt ud, men mere bliver det ikke til. Det brugte brændsel indlejres i glas og indkapsles i rustfrit stål eller kobber. For at brændslet kan lækkes, så skal tromlen af rustfrit stål eller kobber opløses helt først. Dernæst skal glasset slides i stykker, det er uopløsligt i vand, derfor vil der kun slides meget små mængder af af gangen. Dertil kommer at de langlivede isotoper for det første ikke er særligt radioaktive. Du husker jo nok, at strålingen er omvendt propotional med halveringstiden. For det andet er de langlivede isotoper tunge kerner, der er meget svært opløsligt i vand. Dvs de koncentrationer man vil se i vand vil være forsvindende få. De vil meget hurtigt fortyndes i sådan en grad, at de drukner i naturlig baggrundsståling fra f.eks. Kalium-40. Terrorister kan ikke grave ned til en halv km dybde og stikke af med canistere med højradioaktivt affald. De er for tunge. Og piller de så de radioaktive stoffer ud af cannisterne, så vil de ikke komme langt, da strålingen vil slå dem ihjel.
I USA har man Price-Anderson Act om forsikring af kernekraftværker med statsgaranti. Den har været en ren guldgrube for den amerikanske stat. Jeg kan ikke se hvad problemet er. Alle banker har en statslig indskydergaranti, der sikre alle indestående under € 100.000 i Danmark. Har det kostet staten penge? Næh, der er pt et overskud på bankpakkerne på små 10 mia kr.

  • 3
  • 3

en kapacitet vi taler om er så lille, at vi taler om nogle få procent af det et kernekraftværk kan levere.


Nu har jeg da hørt det med! ;-)

"The Brazilian wind power potential is estimated at 300 GW and the expectation of the energy industry is to contract at least another 2GW per year up until 2020."

http://www.brazilwindpower.org/en/

Udover de 8 GW der allerede er projekteret de sidste 2 år, så forventer energisektoren der projekteres yderligere 14 - 16 GW i 2020.

Det kræver mindst 9 GW akraft ved min. 90% kapacitetsfaktor at hamle op med, og møllerne er vel at mærke i fuld drift adskillige år før Hinkley Point C har produceret bare 1 kWh.

Hold det sammen med kommentaren:

"Mauricio Tolmasquim, chief of the Energy Research Company, told Reuters it was "unlikely" the government would stick to its plans to build four new nuclear plants by 2030 to meet rising demand for electricity."

http://www.reuters.com/article/2013/09/15/...

  • 5
  • 1

Anholt
Pris 10 milliarder kr
Effektiv kapacitet max 400*0,5 = 200 MW.
Investering 50 kr/W

Nye engelske reaktorer
Pris 141 milliarder kr.
Effektiv kapacitet 1,60,92 = 2,88 GW
Investering 49kr/W.

Vil man danne sig en ide om vindkraftens back-up behov kan man studere vindkraftens ydelse time for time i 2012 i Danmark, Tyskland, Spanien, Frankrig, Irland og Storbritannien på

http://www.reo.dk/images/files/pdf/Vindrap...

side 20 og fremefter og så i øvrigt fundere lidt over, hvor meget back-up der nødvendigvis må komme oven i vindkraftinvesteringerne.

For 30-40 år siden kunne svenskerne bygge en ca. 900 MW reaktor for 6-7 milliarder kroner og i løbet af 5-6 år.

Vi har haft inflation siden da. Måske med en faktor 2. Men siden da har vi også fået bedre byggemateriel, computerkraft og generelt mere effektive produktionsmetoder etc.

Hvordan kan en 1600 MW reaktor i dag så koste 70 milliarder kroner, når den ikke burde koste mere end 271,6/0,9 = 25 milliarder kroner?

Har vi spundet os selv ind i et net af bureaukrati og uduelighed?
Nå ja. Vi kan jo heller ikke mere producere skibe og knap nok tekstiler.
Det er ikke den slags vi skal satse på i fremtiden vil de unge stud.politer på tinge sikkert sige.

  • 4
  • 4

Anholt
Pris 10 milliarder kr
Effektiv kapacitet max 400*0,5 = 200 MW.
Investering 50 kr/W

Nye engelske reaktorer
Pris 141 milliarder kr.
Effektiv kapacitet 1,60,92 = 2,88 GW
Investering 49kr/W.


Du glemmer at fortælle, at vindmøllerne holder i 25 år, reaktorerne i 60 år. Så når reaktorerne engang skal dekommissioneres, så er man igang med at slide på den tredie generation af vindmøller. Og så er vind lige pludselig ikke så billig.

  • 1
  • 4

Nu har jeg da hørt det med! ;-)

"The Brazilian wind power potential is estimated at 300 GW and the expectation of the energy industry is to contract at least another 2GW per year up until 2020."

http://www.brazilwindpower.org/en/

Udover de 8 GW der allerede er projekteret de sidste 2 år, så forventer energisektoren der projekteres yderligere 14 - 16 GW i 2020.


Den site du quoter er en reklamesite for brasiliansk vindkraft. Jeg tror ligelidt på dem, som jeg troede på BetterPlace.

  • 0
  • 3

Undskyld, at jeg pludselig ikke kan få Ingeniøren til at acceptere et "gangetegn".

Nej jeg glemmer ikke noget, men vil blot koncentrere mig om enkle, indiskutable kendsgerninger.

  • 0
  • 1

Undskyld, at jeg pludselig ikke kan få Ingeniøren til at acceptere et "gangetegn".

Nej jeg glemmer ikke noget, men vil blot koncentrere mig om enkle, indiskutable kendsgerninger.

  • 0
  • 1

  • 1
  • 2

Franskmændene kører kun meget begrænset lastfølge på deres kk-værker. De kører mest tænd-sluk, og så udnytter de vandkraft maksimalt til at regulere. Alligevel er de nødt til at sælge strøm langt under markedspris til landene omkring sig (især Italien) for at slippe af med det. Når kk-værkerne må opgive at følge med, køber de af tyskerne.

Det er ikke specielt dyrt at regulere ind efter vindmøllerne, og de er jo i forvejen langt billigere end KK-værker ser vi nu.

PS: Franskmændene har selv store problemer med at få bygget værket i Flamanville færdigt...


Franskmændene tjener gode penge på deres eleksport, når vinden lægger sig. Så vil alle gerne købe strøm fra franskmændene. Til en høj pris.
Flamanville er som Oliluoto 3 prototypereaktorer. De er altid dyrere at bygge, tager længere tid at færdiggøre, men med de erfaringer, der indhentes fra de to projekter vil prisen på kommende EPR værker falde i pris og byggetiden vil blive væsentligt kortere.

  • 1
  • 5

Så nu har du et nyt kernekraftprojekt som du kan påstå skal bruge en CfD på omkring 160 pund/MWh, indtil virkeligheden rammer dig og det kun er havvindmøllerne der får det. :)


Dengang Citigroup beregnede det, var der ingen der havde fantasi til at forestille sig at den Britiske regering kunne finde på at binde briterne til en indexreguleret pris, hele 45 år ud i fremtiden!

Havmølle-markedet skal jo lige have en chance for at blive modent - men synes du ikke selv det er lidt sølle, at akraft, efter 4-500 GW installerede værker og 50 år på bagen, kun lige kan konkurrere med det yderste af neglene mod havmølleparker, selvom de kun lige har installeret de første 3 GW af disse ?

Når Hinkley Point sættes i drift, så idriftsættes nye havmølleparker med al sandsynlighed til langt lavere priser end denne.

Både Dong og Eon taler om 65-75 øre/kWh allerede inden 2020

http://ing.dk/artikel/energigigant-forvent...
http://ing.dk/artikel/dong-vi-skaerer-pris...

Med den konkurrence der er på vej på havmøllemarkedet, gætter jeg på vi kommer ned i nærheden af Horns Rev II prisen igen.

Jeg er sikker på at briterne til den tid vil mindes David Cameron et al i alle 45 år, især når Hinkley Point C idriftsættes, og de samtidig ser CfD udløbe for de nuværende møller, og nye installeres betydeligt billigere end den pris de er tvunget til at betale de næste 35 år.

...og de samtidig roder med alle efterregningerne for at nedtage og deponere alle efterladenskaberne fra alle de udfasede reaktorer. ;-)

  • 12
  • 2

Det er da dig der tyddeligvis har en A-dagsorden. Jeg konstaterer, at landbaserede vindmøller lige nu er den billigste producent af strøm overhovedet, når vi taler om nye anlæg. Altså, når man beregner omkostningerne på samme måde som for A-kraftværker. Det er forøvrigt et postulat der efterhånden er bekræftet via mange analyser. Som eksempel får de tidligere omtalte møller ved Hvide Sande en tilbagebetalingstid på 14 år ved en annuitetsbelåning til 4% effektiv rente og en fast afregningspris for strøm på 25 øre/kWh. Ingen andre nye anlæg vil være rentable ved så lav en afregningspris. I praksis bruger Hvide Sande "gevinsten" til at understøtte erhvervspolitikken i området.

Virkeligheden om fransk A-kraft får man ved at se, hvem de importerer strøm fra, hvem de eksporterer til og hvad de betaler for strømmen de importerer, samt hvad de får for strømmen de eksporterer. Så ser man nøjagtigt samme "problem" som med den danske vindmøllestrøm, bare forstærket: De eksporterer billigt og importerer dyrt.

Når problemet er "værre" end med de danske vindmøller skyldes det, at vindmøller trods alt producerer mest i vinterhalvåret (hvor strømmen er dyrest) og forøvrigt mindst om natten (hvor strøm er billigst). KK-værkers grundlast (og det er der stort set tale om, også i Frankrig) evner derimod ikke en tilsvarende tilpasning af produktionen efter behovet.

  • 5
  • 1

Dansk vindkraftydelse fra 1. januar til 04. oktober 2012 kan illustreres ved følgende tal opgivet i MW:

Landmøller
Middel 681
Maks 2957
Minimum 1
Stdafv 646
Stdafv % af middel 95

Havmøller
Middel 427
Maks 1217
Minimum 0
Stdafv 321
Stdafv % af middel 75

Danmark land + hav
Middel 1109
Maks 3924
Minimum 2
Stdafv 932
Stdafv % af middel 84

NB. Kun Middeltallene er additive.

For Danmark, Tyskland, Frankrig, Spanien og Irland så tallene for vindkraft i 2012 således ud:
Middel 15317
Maks 44493
Minimum 1414
Stdafv 7203
Stdafv % af middel 47

Elforbrug i alt 191 GW
Mølleeffektivitet 206 W/installeret kW

Velvidende at tallene ikke er normalfordelte giver ”Stdafv” beregnet som ”kvadratet af summen af afvigelsernes kvadrat” dog et indtryk af variabiliteten.
Civilingeniør Gunnar Boye Olsen fra OVE, hævdede i Ingeniøren 26/27 fra den 06.07.2001, at man har udviklet metoder til at tilpasse produktionen til strømforsyningen og at man skal ”Anvende lokale ressourcer tilpasset lokale behov”.

Det sidste må give anledning til at spørge, hvad man så skal med en europæisk smartgrid, et spørgsmål der desuden aktualiseres af, at tallene for den samlede europæiske vindkraft viser, at denne i høj grad svinger i takt. Endelig kunne man jo spørge ingeniørerne hos NOVO i Kalundborg og hos Ålborg Portland, hvad de mon ville sige til at skulle producere som vinden blæser.

Jeg har ikke hermed bevist, at vindkraft ikke dur. Men forhåbentlig gjort det klart, at vindkraftfortalerne bør bekymre sig seriøst om vindkraftens behov for back-up. Og for hvad denne back-up koster.

  • 4
  • 6

Byggetiden på 10 år til driftstart er der kun en ting at sige til: Det tror vi på når vi ser det.
Den meget kritiserede Anholt Havmøllepark får til sammenligning en garanteret betaling på 105.1 kr/MWh.
Ny atomkraft er altså 7 gange dyrere end vindmøller og tager mindst 8 år mere at få i drift.


I Kina går der 5 år fra byggestart til værket er på nettet.

Hverken i England eller Kina betaler skatteyderne til el-produktionen, hvilket betyder en stor besparelse for el-forbrugerne.
Anholt havvindmøllepark leverer ikke strømmen i takt med forbruget, hvilket burde betyde en lavere pris pga af dårligere strømkvalitet, men der sker det modsatte. Man kompenserer ved at sende strøm frem og tilbage gennem søforbindelserne med de tab, det medfører.

At Anholt vindmøllepark har en levetid på 25-30% af atomkraftværket hører vel også med til de sædvanlige fejl, som VE-sektoren begår. Et kursus i generel regning kan anbefales.

Men endnu et indlæg mod et seriøst forsøg på at nedsætte CO2-udledningen - forhåbentlig taber man ikke modet ved at læse P-HKs indlæg.

  • 3
  • 7

I Erik Holm udmærkede artikel er der vist nogle småfejl?
Hvert værk skal kunne yde 26 TWh? De vil årligt kunne producere 12-13 TWh hver, så det må nok være dem begge to.
Det er nævnt at det er meget dyrt i forhold til vindenergi, men en investering på 141 mia. kr. der leverer
strøm til 6 mio. forbrugere lyder ikke særlig dyrt - under 25 kr./forbruger!
9 mio. sparede CO2-udslip kan vist kun en enkelt være sur over.

Med 25.000 arbejdere på projektet, hvoraf størsteparten af lønnen beskattes, lyder ikke særlig dyrt.
Og så sparer forbrugerne støtten til produktionen, som vi i Danmark mærker på den hårde måde.
Erik Holm glemte i øvrigt at nævne Finland, der har 1-2 flere atomkraftværker under planlægning ud over den EPR, der er under opførelse.
Det samme gælder for Bulgarien, medens Italiens 10 værker synes mere usikre.

Byggetiden på 5-6 år skal nok passe, for en EPR i Kina klares på 5 år. I Finland involverede man sig desværre med en italiensk underleverandør, som levede op til Ansaldo´s ry som leverandør med garanterede forsinkelser og dårlig kvalitet.

  • 2
  • 5

@Kim,

•Dekommisionen koster det samme som et nyt værk = 141E9


Hvor har du dog det tal fra?
Bortset fra at prisen allerede er indregnet, så koster dekommissioneringen kun en lille del af prisen for et nyt værk. Det er ret få dele som reaktortanken, der skal bortskaffes, de fleste andre komponenter kan rent faktisk genbruges.

Hvis man om 70 år eller mere erstatter det kommende værk med et nyt, så kan det bedst ske på sitet.

  • 2
  • 3

Du kan altså ikke vurdere vindenergien udfra den slags standardtal.

Eksempelvis finder du en kapacitetsfaktor for Danmark, Tyskland, Frankrig, Spanien og Irland på 20,6% i 2012. Men det er jo fuldstændigt ligegyldigt, når vi i dag i Danmark kan opstille møller med en kapacitetsfaktor på 50-60%.

Der er nemlig sket en hel del med teknologien i de senere år - dels er møllerne blevet meget højere, hvilket giver en kraftigere og mere jævn vind, og dels er det overskrevne rotorareal pr. MW generatoreffekt blevet større, hvilket yderligere forøger kapacitetsfaktoren.

Dermed bliver reguleringsbehovene seriøst meget mindre, men de ændrer også markant karakter. Hvor det tidligere var nedregulering der så "umulig" ud er det nu opreguleringen der er smertensbarnet, ganske enkelt fordi den kommer til at foregå i meget kortere tid.

  • 1
  • 0

Anholt havvindmøllepark leverer ikke strømmen i takt med forbruget

Det gør et atomkraftværk jo heller ikke. Kapitaltunge elværker med lave marginalomkostninger har det nu en gang bedst med at kunne pumpe strøm ud i hele oppetiden.

At Anholt vindmøllepark har en levetid på 25-30% af atomkraftværket hører vel også med til de sædvanlige fejl, som VE-sektoren begår. Et kursus i generel regning kan anbefales.

Nu ved du jo ikke hvad levetiden er for Anholt. Det er der ikke nogen der ved. Vi ved kun at der er blevet givet garantier for et bestemt antal år. Hvis du køber et køleskab, regner du så med at det går i stykker efter to år fordi det er hvad producenten garanterer som minimum?

Der var en artikel om det på ing.dk i 2010:

http://ing.dk/artikel/vindmoller-lever-lae...

For havvindmøller er fundamentet klart den dyreste del at etablere. Hvis man skal have nye fundamenter om 25 år, er det vel nærmest en nybygning. Hvis man kan genbruge dem, så kan man f.eks. om nødvendigt genetablere alle møllerne - møllerne udgør under halvdelen af prisen.

Vi vel heller ikke hvad levetiden for atomkraftværket bliver. Det kan være det ikke er konkurrencedygtigt når fastprisaftalen udløber og derfor bliver taget ned, eller det kan være det bliver levetidsforlænget og snurrer videre i 100 år. Så der er ingen grund til at være nedladende.

  • 6
  • 0

Næ, ingen kan spå. Men designlevetiden for vindmøller er i dag 25 år, for A-kraftværker omkring 50 år.

I praksis er det til vindmøllernes fordel, fordi man så ikke er låst til en bestemt teknologi nær så længe. Hvor man sædvanligvis satser på at have møllerne tilbagebetalt i løbet af 6-10 år (for landbaserede vindmøller), belåner man A-kraftværker i 40 år. 40 år, hvor de allerede nu ikke er konkurrencedygtige med vindmøllerne, og vindenergi bliver billigere og billigere, mens A-kraft bliver dyrere og dyrere.

Hvem ved om Kattegatforbindelsen ikke bliver realiseret integreret med vindmøller der finansierer den? Så ville man samtidigt have en ny netforbindelse mellem Sjælland og Jylland. Det er jo ikke umuligt, at man kan lave et design der er billigere end summen af en bro og vindmøllerne - og så er D&V udgifterne for møllerne da helt i bund...

Vi ser allerede i dag vindmøller der finansierer havneudbygninger. Kunne man forestille sig atomkraftværker der finansierede noget som helst, på trods af, at de leverer langt dyrere strøm?

  • 1
  • 0

Det er et problem når der er overproduktion. Men det er relativt billigt/kWh at løse en overproduktion på 20-30% ved eksport, efterspørgselregulering (timepris), nedregulering af produktion evt. ved stop and go. Ultimativt kan man lede strømmen ned i et jordspyd.
Det er ikke gratis men fordyrelsen pr. kWh er lille gennemsnitligt over et produktionsår. Dette er ens for a-kræft og vind.

Men når vindmøllerne går i nul skal et helt og fuldt dubleret produktionsapparat tage over - inkl. reservekapacitet ved driftforstyrelsesom. Er kapaciteten udenlandsk skal der ekstra transmissionskapasitet som ved overproduktion. Dette koster ikke meget pr. kWh - men det gør den fuldt dubleret produktionsapparat. Man kan kun delvis løse nul produktion ved timepris.

Norge skal således etablere ekstra vandturbiner primært for DKs skyld og det gør de gerne fordi vi betaler dyrt i perioder med lille vindproduktion. Norge har den ekstra gevinst at de slipper for at lade vand løbe over og får derfor udnyttet vand magasinerne (som er meget dyre at etablere på en flad mark da man da skal bygge en dæmning 380 grader) mere optimalt. Ellers ville strømmen i vindstille perioder være endnu dyrere.

Det afgørende er ikke om prisen nogle timer om året er negativ eller om den nogle timer er meget dyr men det er den årlige gennemsnitlige pris.

  • 0
  • 0

Du glemmer at fortælle, at vindmøllerne holder i 25 år, reaktorerne i 60 år.


Hvor står der i kontrakten at Hinkley Point C skal levere strøm i 60 år?

Har Areva lovet garanti for denne levetid?

Ingen akraftværker har nogensinde bevist at de kan fungere stabilt, sikkert og konkurrencedygtigt i 60 år.

Alt kan selvfølgelig levetidsforlænges, og dermed fortsætte ligeså længe det skal være. Det er kun et spørgsmål om hvad det må koste.

I øvrigt har vi har masser af vindmøller i Danmark, som har været i drift i 26-34 år, og de fleste af disse producerede stort set ligeså meget i 2012, som de gjorde i 1988 og før. Nogle endda mere.

Disse modtager ingen støtte og holdes kun i drift, fordi de kan vedligeholdes og producere strøm billigere end markedsprisen, og dette selvom deres kapacitetsfaktorer kun er omkring 20 eller derunder.

Havde vi ikke haft skrotordningen i starten af 0'erne, så havde vi haft langt flere møller i drift på 26-34. år.

I de kommende 10 år vil disse møller, samt alle dem der er opstillet i 90'erne, nok fortælle os meget mere om hvor lang levetid vi egentlig kan forvente af en vindmølle.

  • 4
  • 0

George Monbiot har i dag en artikel i The Guardian, og på hans website http://www.monbiot.com/2013/10/21/fiscal-m... skrevet om de to nye atomreaktorer, der skal bygges. George Monbiot er tilhænger af atomkraft men pointerer, at den valgte løsning ikke er den bedste, og at prisen simpelthen er for høj!

Glimrende artikel, tak for linket.

På sin vis kan jeg godt forstå at briterne vælger en velafprøvet teknologi. På den anden side er potentialet ved at vælge noget mere visionært, som artiklen argumenterer for, ganske stort.

Men derudover fremhæver Monbiot to sekundære ting som desværre synes noget tabt i skyttegravsdebatten her på Ing.dk:

  1. Det er grundlæggende tåbeligt at starte et projekt som man ikke har nogen ide om hvordan skal slutte - i dette tilfælde er det f.eks. stadig ikke klart hvor et slutdepot skal ligge.

  2. Det er ikke et enten eller mellem sol, vind, vand og nuklear. Samfundsmæssigt er de som udgangspunkt alle bedre end fossilt, og for alle typer er der gode og dårlige projekter, såvel teknisk, miljømæssigt som økonomisk.

  • 3
  • 0

K-værkers grundlast (og det er der stort set tale om, også i Frankrig) evner derimod ikke en tilsvarende tilpasning af produktionen efter behovet.


Det kan heldigvis måles og beregnes. Du virker meget overbevist, så den vil jeg gerne udfordre dig på. Man skriver jo ikke sådan noget uden at have orden i sine ting. Hvad siger du til at vædde en flaske drue fra den gode ende? Det er jo så heldigt at både Danmark og Frankrig har gode data for produktion og forbrug. Det er en smal sag at køre de serier igennem for undersøge korrelation, distribution og differens ved skalering af produktionen til forbruget.

Alle vinder. Den dumme af os bliver klogere, den kloge af os bliver vin-klog, og alle får syn for sagen mht. til energikildernes evne til at matche forbruget.

  • 4
  • 0

Jeg har kun data for Anholtparken indtil juli. Den officielle indvielse fandt sted i september men det opgives, at ydelsen for hver af de 111 møller var 407 kW/Installeret MW i Juni og 312 kW/installeret MW i Juli. Det repræsenterer dog en vis variation.

Energinet.dk opgiver tal time for time, der gør det muligt at opstille følgende tabel med talangivelser i MW:

JANUAR Landmøller Havmøller
Middel 827 462
Maks 2922 907
Min 1,30 0,70
Spredning 745 292
Spredning 90% 63% af middel

SEPTEMBER
Middel 556 454
Maks 2259 1206
Min 2 0
Spredning 547 370
Spredning 98% 81% af middel

Standardafvigelserne er ganske rigtigt større for landvindmøllerne. Til gengæld overrasker havvindmøllerne ved lige så vel som landvindmøllerne at kunne gå i NUL. Så de reducerer IKKE behovet for back-up.

  • 3
  • 1

Der er altså intet mystisk ved, at havvindmøllers produktion kan blive 0. Med en middelvind på 10 m/s og weibull-faktor på 2,0 vil det ske omkring 8% af tiden for en Vestas V112 3,3 MW mølle

Der er da vist ingen fagkyndige personer der har påstået, at der ikke er brug for opregulering med vindmøller. Undertegnede har tværtimod sagt, at opreguleringen bliver særlig problematisk med moderne møllers høje kapacitetsfaktor, fordi der skal opreguleres så kort en andel af tiden.

Ønsker man eksempelvis at udjævne produktionen fra ovennævnte mølle til en konstant last vil der skulle opreguleres med 32% af møllens producerede energi (og der vil skulle nedreguleres ligeså meget). Opreguleringen vil få en gennemsnitlig kapacitetsfaktor på 32%, mens nedreguleringen vil få en kapacitetsfaktor på 45%.

I praksis skal der naturligvis ikke reguleres til konstant effekt, men tallene illustrerer problematikken.

  • 2
  • 3

Væddemålet kan du holde for dig selv. Men du kan da starte med tallene for Frankrigs import/eksport af elektricitet (2007): http://clients.rte-france.com/lang/an/visi...

Total eksport: 83,0 TWh
Total import: 27,5 TWh

Går vi mere i detaljen er det interessant at se på balancen mellem Tyskland og Frankrig. frankrig er nettoimportør af el fra Tyskland, idet Frankrig eksporterede 8,0 TWh til Tyskland, mens de importerede 16,2 TWh fra Tyskland. To-trediedele af Frankrigs import af el kommer altså fra Tyskland, så det er naturligvis særligt interessant at se på denne handel. I overensstemmelse med dette kan anføres, at Tyskland er det eneste land Frankrig netto importere elektricitet fra.

Det andet forhold der er værd at bemærke er, at Frankrig er nettoeksportør af strøm. Allerede dette kunne antyde, at Frankrig har et voldsomt behov for at slippe af med overskudsstrøm. Især Schweiz, Italien og Belgien importerer store mængder strøm fra Frankrig ifølge denne årsoversigt.

Du er velkommen til at dykke ned i tallene for de vigtigste import-eksport problematikker når det gælder Frankrigs elproduktion. Ser vi på samhandlen med Tyskland vil du opdage, hvordan Tyskland handler el. Situationen er opsummeret i denne kommentar: http://www.renewablesinternational.net/ger...

"The phenomenon is easy to explain. Germany tends to export electricity at times of high demand and import at times of low demand, when prices are lowest. Because Germany has sufficient generating capacity (even after the sudden nuclear shutdown of 2011), power imports and exports are based mainly on price, not on any need to prevent blackouts.

The situation is different in France, which does not have generating capacity sufficient to meet its peak demand and therefore imports at times of high demand, largely from Germany. In return, its nuclear plants do not like to ramp down, so it exports a lot of power at low prices (partly to Germany, but also to Switzerland and Italy) at times of low demand."

I overensstemmelse med det er den gennemsnitlige pris for import fra Tyskland næsten 4 gange dyrere end prisen for strøm den anden vej http://clients.rte-france.com/lang/an/visi...

Den tager vi lige igen: Frankrig har ikke kapacitet nok til spidsbelastning. Alligevel er de storeksportør af elektricitet. Kan du selv se, hvor det her bærer henad? Baserer man sig på spidslast er man afhængig af at kunne eksportere store mængder strøm (typisk når strømmen er billig), men bliver alligevel nødt til at importere strøm ved spidslast (når strømmen er dyr).

Tyskerne selv er godt klar over de sidder på et guldæg. Således beskrives:

"When power demand is low in France and Germany (the two countries have a similar load profile), France is generally exports power to Germany. The option would be ramping down its nuclear plants, which nuclear reactors do not do well. Likewise, when power demand rises in France and Germany, Germany exports power to France. Whereas Germany still has a dispatchable electricity generation capacity exceeding peak demand, France desperately needs to build new generation capacity to meet its rising power peaks, which crossed the 100-gigawatt threshold last winter – a full 25 percent higher than peak demand in Germany, which has nearly a quarter more inhabitants.

This trend is not limited to absolute peaks and valleys (seasonal) but can be seen across normal business days and when comparing workdays to weekends. For instance, France tends to export power to Germany on the weekend, when demand is low in both countries. Clearly, power trading is the result of prices, not an attempt to prevent power outages resulting from any scarcity of power production – at least not in Germany." http://energytransition.de/2013/02/german-...

En dybere undersøgelse er tung, men ændrer ikke billedet: Frankrig har ikke tilstrækkelig spidslast kapacitet, men er alligevel tvunget til at eksportere betydelige mængder elektricitet til dumping pris. I praksis er man især nødt til at eksportere meget strøm om sommeren, om natten og i weekenden, mens man er nødt til at importere meget om vinteren.

  • 7
  • 6

Jeg har blot konstateret, at opførelse af havvindmøller ikke vil reducee behovet for back-up kapacitet!

Og anmoder om, at prisen for denne back-up kapacitet tages i betragtning, når man taler om vindkraftens pris.

Kan man af ovenstående konkludere at Frankrig ville stå sig ved at begynde at opføre termiske kraftværker baseret på fossile brændsler eller hvad?

  • 5
  • 2

Næ, naturligvis skal der stadig være fuld backup kapacitet. På kort sigt koster det ingenting, eftersom værkerne allerede eksisterer. På længere sigt kommer det an på, hvad der sker i den øvrige del af energisektoren. Kommer der eksempelvis hybridbiler med brændselsceller i stor stil, koster det i princippet ingenting at have backup kapacitet, for så findes kapaciteten allerede.

Det er med andre ord umuligt at opfylde dit ønske, fordi det kommer an på så meget andet. Jeg gætter på transportsektoren løser problemet for os, uden vi behøver bekymre os for meget om det.

  • 2
  • 4

Jeg har blot konstateret, at opførelse af havvindmøller ikke vil reducee behovet for back-up kapacitet!

En kraftvaerksblok har ogsaa behov for back-up kapacitet og hvis et vaerk koerer grundlast skal der vaere back-up kapacitet til at haandtere spidslast.

Og anmoder om, at prisen for denne back-up kapacitet tages i betragtning, når man taler om vindkraftens pris.

Da Hinkley ikke vil vaere dimensioneret til at klare spidslast (det maa man da ikke haabe til den kWh pris) vil den pris ogsaa skulle laegges oven i den allerede grotesk hoeje pris paa stroem fra Hinkley.

Det giver mere mening at tale om at faa forskellige former for kraftproduktion til at supplere hinanden end at tale om en installeret back-up kapacitet. I Nord-europa supplerer Vind, sol, A-kraft og vandkraft hinanden glimrende. Vandkraft er genialt til at haandtere spidslast og det graenser til termodynamisk kriminalitet at lukke noget af det gode vand ud naar El-prisen er lav.

  • 6
  • 0

Jeg har blot konstateret, at opførelse af havvindmøller ikke vil reducee behovet for backup kapacitet!


Ingen har nogen sinde påstået at vindmøller reduceer behovet for backup. Alle energiformer har behov for backup. I dag har vi omkring 9 GW installeret termisk effekt og kun behov for omkring 4 GW i spidsbelastning... Antallet af termiske værker er faldende da de får mindre og mindre produktionstid pga. vindmøller... Desuden skal det bemærkes at vores spidsbemærkning ikke ligger i perioder med vindstille, da behovet er væsentligt reduceret når bygningsmassen ikke afkøles. En værre situation vil nok være under en orkan på over 25 m/s der dækker alle vores vindparker...

Atomkraft har det samme behov som alle andre termiske værker og måske endda fuld backup da der er en politisk risiko for at alle værker bliver lukket samtidig i tilfælde at en sikkerhedsbrist på et enkelt værk (en risiko som man ikke bør lukke øjnene for).

Hvem skal betale for backupværker til akraft, hvis akraft leverer energi 90 % af tiden? Hvem skal være standby til at producerer hvis et akraftværk er på 1600 MW og producerer 100 %? En samleskinnefejl skal jo ikke medføre at der mangler energi... Et akraftværk kan selvfølgelig være backup for 2-3 andre værker, men det er godt nok en dyr løsning for at leverer el til Danmark... Ved vindmøller ved vi tros alt at der er perioder med for lidt el i nettet, så backupværkerne får produktionstid nok til at give dem en fornuftig økonomi (så længe antallet bliver beskåret i forhold til i dag)...

  • 5
  • 0

Fjernvarme ?
Ifølge
https://en.wikipedia.org/wiki/European_Pre...
så vil værket udover de 3.2GW el også producere af størrelsesordenen 9GW varme.

Nu ved jeg godt at fjernvarme ikke er universelt populært i Danmark, men kan man virkeligt ikke udnytte noget af den enorme varme til opvarmning ?

Der er flere problemer med udnyttelse af overskudsvarme til fjernvarme:

1) der er meget langt til forbrugere så infrastruktur er meget dyr, tabet er stort og transport er dyr
2) kølevandet opvarmes kun ca. 10 grader - så ikke høje temperature i radiatorerne om vinteren hvor vandet i Bristol Channel er under 10 grader.
3) enorme mænger vand - 100m3/s (der altså opvarmes 10 grader) - med en fremløbshastighed på 1m/s skal rørene altså have en diameter på omkring 10m - eller også skal du have mange rør

Jeg har hørt at ca. 25-30% af den elektricitet der produceres på værket bruges til at pumpe kølevand.

Karsten

  • 0
  • 0

@Karsten,

Atomkraft har det samme behov som alle andre termiske værker og måske endda fuld backup da der er en politisk risiko for at alle værker bliver lukket samtidig i tilfælde at en sikkerhedsbrist på et enkelt værk (en risiko som man ikke bør lukke øjnene for).
Hvem skal betale for backupværker til akraft, hvis akraft leverer energi 90 % af tiden? Hvem skal være standby til at producerer hvis et akraftværk er på 1600 MW og producerer 100 %?


Se på Frankrig, hvorledes de håndterer situationen, med ca. 70% el fra atomenergi må de da have problemet tæt inde på livet.
Der er ikke de store problemer med backup for atomenergi, men derimod har vindenergien meget store problemer. Hvem skal levere strømmen i vindstille perioder og hvem skal betale for den?
Svaret er let - man læsser regningen over på de grundlastværker, der står stand by, forbrugerne betaler, medens vindsektorens regnskab ser lyserødt ud.
Mon ikke man i England/UK ved alt om det spørgsmål - jeg tror det.
Hvorfor er der ingen, der interesserer sig for forsyningssikkerheden? Mange er mere bekymret for, hvorledes man skal finansiere nedbrydningen af de planlagte værker om 100 år, end de er for at få behovet for el dækket.

  • 3
  • 4

Se på Frankrig, hvorledes de håndterer situationen, med ca. 70% el fra atomenergi må de da have problemet tæt inde på livet.


Frankrig har lidt mere end de 2-3 værker som vil være realistisk i Danmark og derfor vil et udkoblet værk betyde mindre... Frankrig vil være meget på røven hvis de mister 50 % af deres atomkraft en vinterdag og det vil være konsekvensen hvis et land som Danmark kun har to værker til at forsyne 70 % af vores forbrug...

Men selvfølgelig snakker vi om 15-20 reaktorer på 300-500 MW så kan det danske forbrug dækkes...

  • 1
  • 0

Der er ikke de store problemer med backup for atomenergi, men derimod har vindenergien meget store problemer. Hvem skal levere strømmen i vindstille perioder og hvem skal betale for den?
Svaret er let - man læsser regningen over på de grundlastværker, der står stand by, forbrugerne betaler, medens vindsektorens regnskab ser lyserødt ud.


Der er ingen problemer med backup for vind. Forskellen på at være backup for vind og atomkraft er at ved vind, får backupværket lov til at producerer jævnligt, dog kun med få timers varsel... Ved atomkraft står de backup i mange år og får kun lov til at producerer på skift i spidslastperioderne (7-9 og 17-21) samt at de alle pludselig skal producerer i døgndrift fordi et atomkraftværk falder ud...

  • 5
  • 3

Frankrig har lidt mere end de 2-3 værker som vil være realistisk i Danmark og derfor vil et udkoblet værk betyde mindre... Frankrig vil være meget på røven hvis de mister 50 % af deres atomkraft en vinterdag og det vil være konsekvensen hvis et land som Danmark kun har to værker til at forsyne 70 % af vores forbrug...


Debatten drejer sig ikke om evt. atomenergi i Danmark, men om Englands beslutning at erstatte de forældede reaktorer med nogle nye og moderne typer.
Konsekvenserne for Danmarks elforsyning med den politiske vedtagelse af at anlægge endnu flere vindmaskiner ser langt mere sort ud for vor forsyningssikkerhed i fremtiden i de mange perioder, hvor der er vindstille. I tørre år i Norden med lav vandstand i vandreservoirerne vil vi blive lukket ned.
Men sorgløse politikere planlægger at elektricificere jernbanedriften fra milliarderne, som endnu ikke er indbetalt af oliebranchen.
Se - det er en mere spændende udvikling end de engelske planer om at supplere en del af deres el fra atomenergi, som kører fint i vindstille.
Du har ret i at der ingen problemer er i backup for vindenergi - den leveres jo af fossilt fyrede kraftværker, der står stand-by. At de så producerer en masse CO2 taler vi ikke om, det er politisk ukorrekt.
Problemet med vindenergi er at den er så dyr. Forstærket ledningsnet for milliarder, problemer med den stigende mængde overskudsstrøm, i perioder mange på strøm etc.

På min elregning kan jeg f.eks. se, at prisen for at transportere strømmer en større, end det koster at fremstille den på et atomkraftværk. Dertil en række afgifter, som kommende engelske forbrugere sparer.
Må vi ikke lige høre, hvor Frankrigs og Sveriges back-up værker ligger henne?
Er det mellemlastværker, du hentyder til?
Jeg kan ikke rigtig forstå debatten om back-up som et problem ved atomenergi, vi har da i Danmark lovgivet om forsyningssikkerheden for vore grundlastværker, hvor vi har et endog meget stort back-up system. Det er man nu i gang med at udvande.

  • 3
  • 4

På min elregning kan jeg f.eks. se, at prisen for at transportere strømmer en større, end det koster at fremstille den på et atomkraftværk. Dertil en række afgifter, som kommende engelske forbrugere sparer.

Paa Hinkley er prisen man betaler for at faa stroemmen produceret 81.4 oere per kWh. Det kan man transportere en del stroem for. Det beloeb vil ovenikoebet blive pristalsreguleret.

Om man laegger afgifter paa el har ikke noget med hvordan den produceres at goere saa jeg forstaar ikke hvad det er for ekstra afgifter de engelske forbrugere kommer til at spare?

  • 4
  • 0

På min elregning kan jeg f.eks. se, at prisen for at transportere strømmer en større, end det koster at fremstille den på et atomkraftværk. Dertil en række afgifter, som kommende engelske forbrugere sparer.
Må vi ikke lige høre, hvor Frankrigs og Sveriges back-up værker ligger henne?
Er det mellemlastværker, du hentyder til?


Nu ved jeg ikke hvilken pris for atomkraft som du hentyder til, men mon ikke det som altid er et gammelt færdigbetalt værk??? I oplægget her kan man jo se at prisen for et nyt værk er 0,814 kr/kwh i 35 år... og så vidt jeg kan se så koster transport af el (for Verdo Randers):

Transportbetaling - lokalt net 16,38 øre/kWh
Transportbetaling - overliggende net 9,79 øre/kWh

Men prisen for et overliggende net svare vel egentligt meget godt til en færdigbetalt vindmølleparks elpris...

Du ved udmærket godt at backupværkerne består af mellemlastværker, spidslastværker, de øvrige grundlastværker m.m. Nøjagtigt som i alle andre net... For jeg vil da formode at en net som det franske og engelske er bygget til at et værk kan blive taget ud ved en fejl i nettet...

  • 3
  • 0

Frankrig har lidt mere end de 2-3 værker som vil være realistisk i Danmark og derfor vil et udkoblet værk betyde mindre... Frankrig vil være meget på røven hvis de mister 50 % af deres atomkraft en vinterdag og det vil være konsekvensen hvis et land som Danmark kun har to værker til at forsyne 70 % af vores forbrug...

Men selvfølgelig snakker vi om 15-20 reaktorer på 300-500 MW så kan det danske forbrug dækkes...

Vi har et faelleseuropaeisk el-marked. Danmark importerer eller eksporterer ikke stroem men det kan godt vaere at elforsyningsselskaber goer. Det giver ikke mening at tale om det danske forbrug, det svenske forbrug eller det fynske forbrug. Om et givent geografisk omraade er importoer eller eksportoer af stroem er ligesaa ligegyldigt som spoergsmaalet om samme omraade er importoer eller eksportoer af bananer, folkevogne eller cirkulationspumper. Forsyningssikkerhed er vigtigt men her er det transmissionsnettet og ikke kapaciteten til at generere stroem der har den stoerste betydning.

Effekten af et udkoblet vaerk i Koege er noejagtig ligesaa stor eller lille som effekten af et udkoblet vaerk ved Marseille.

Det Europaeiske elmarked har A-kraft, vind-kraft, vand-kraft, sol, kul, salt, biomasse, affald etc. som aktoerer. Det er ikke alle sogne der har alle typer kraftvaerker men det er der ikke grund til at miste nattesoevn over.

  • 3
  • 1

Der er det specielle ved vindkraften at tusindvis af produktionsanlæg kan stå stille samtidigt. Vindmøllerne i Danmark, Tyskalnd, Frankrig, Spanien, UK og Irland ydede f.eks. mellem 45 GW og 1,4 GW men en middelydelse på 15 GW. Uforudsigeligt som vinden blæser.
Det virkier ikke som en smart måde at producere energi på.
Har investeringen per MW været 10 millioner blot til selve møllen kan investeringen ikke have været under 450 milliarder. De penge kunne være anvendt bedre.

  • 3
  • 3

Frankrigs backup-værker ligger især i Tyskland, som man er afhængige af under spidslast.

Frankrigs spidslastbehov er 102 GW og stigende. Til at dække det har de 63 GW A-kraft (som forøvrigt kører med en kapacitetsfaktor på 74%), 25 GW vandkraft og 7 GW vindkraft. Frankrig har altså ingen mulighed for selv at levere sit spidslastbehov. Det dækker Tyskland (bemærk, at det betyder Frankrig er afhængige af at importere elektricitet baseret på fossile brændsler).

Til gengæld er Frankrig nødt til at eksportere en masse overskudsel til omkringliggende lande, på grund af den ufleksible struktur i deres forsyningssystem.

Kan man basere sit elsystem 100% på A-kraft? Ja, men det bliver hamrende dyrt - langt dyrere end at basere det 100% på VE. Det bliver endnu værre, hvis man også vil lave opvarmning ved hjælp af A-kraft, fordi spidsbehovet så øges dramatisk om vinteren...

Der er ingen vej udenom: Integration af energisystemerne er den eneste farbare vej frem, hvis man skal lave en CO2-neutral energiforsyning. Systemintegration er forøvrigt noget vi er nået relativt langt med i Danmark, men det skal bringes til nye højder i fremtiden.

  • 5
  • 2

@Per A. Hansen

  • Det er sikkert grunde til de lige har sat et nyt a-kraftværk i gang - 1 stk. er under bygning og yderligere 4 er under planlægning. At der også er vindenergi på programmet er kun naturligt, vind og atomenergi fungerer fint sammen.


Nej, Per, Brasilien har IKKE lige sat et nyt akraftværk igang.

De har haft 2 reaktorer (Angra I og II) i drift siden 1985, og de er ved at opføre Angra III, som har været under opførelse lige siden 1984. Dette kommer tidligst i drift i 2015 (efter 31 år!).

Og, ja - de havde sikkert deres grunde i 1984, til at sætte byggeriet af Angra III i gang - bl.a. den grund at ingen dengang anede at der fandtes et potentiale i vindenergi, som det vi kender i dag.

Den Brasilianske regering havde sikkert også deres grunde i 2009, til at planlægge 4 nye reaktorer opført frem til 2030.

For i 2009 var der jo heller ingen i Brasilien, der anede at de kunne opføre vindkraft for 24 øre/kWh allerede i 2012, og derfor heller ingen der anede at vindkraften i Brasilien ville vokse med 2,5 GW per år derefter.

Der er imidlertid ingen der har arbejdet videre med akraft-planerne fra 2009, og der er ingen udviklere der har budt ind med konkrete tilbud om at bygge nye akraftværker i Brasilien.

Det leder jo igen til kommentaren fra Reuters (og jeg gentager):

"Mauricio Tolmasquim, chief of the Energy Research Company, told Reuters it was "unlikely" the government would stick to its plans to build four new nuclear plants by 2030 to meet rising demand for electricity."

http://www.reuters.com/article/2013/09/15/...

  • 6
  • 0

"Der er ingen vej udenom: Integration af energisystemerne er den eneste farbare vej frem, hvis man skal lave en CO2-neutral energiforsyning. Systemintegration er forøvrigt noget vi er nået relativt langt med i Danmark, men det skal bringes til nye højder i fremtiden"

Det lyder rimeligt. Spørgsmålet er bare: Hvilke energisystemer?
Vand og biomasse er begrænsede ressourcer, og biomasse er iøvrigt ikke CO2 neutral.
Sol er alt for dyrt og giver ikke noget i de mørke timer.
VInd er ustyrlig og varierer mellem næsten mærkepladekapacitet og approximativt nul, selv over et område rækkende fra Gibraltar til Skagen og fra Bornholm til Irland. Kystnære landbaserede møller kan muligvis producere strømmen billigt, men havvindmøllernes pris stiger lige så hastigt som KK-værkernes og "indlandsmøller" har ringe effektivitet.
Der forekommer ikke at være andre muligheder end at blive lige så effektive til at producere KK-værker som Franskmænd og Svenskere var for 30 år siden.
Og så iøvrigt at erkende, at en befolkning på 7-10 milliarder ikke kan eksistere uden, at vi tærer på de fossile reserver. Så når de er opbrugte om måske nogle hundrede år, må verdens befolkningstal falde. So oder so.
Med mindre man finder på noget i dag helt ukendt.

  • 0
  • 0

Diverse Klimaplaner viser, hvordan det kan gøres. Jeg nævner IDA's 2050 plan, Klimakommissionens 2050 plan samt Ceesa's 2050 plan.

Hvordan vil du få bilerne til at være CO2-neutrale med A-kraft? Der er man nødt til at inkludere biomasse. Hvordan vil du få lavet en CO2-neutral fjernvarmeforsyning med A-kraft? Der er man nødt til at inkludere bleedgassen fra biomassen til transportsektoren, som sammen med varmepumper. Skal den gas udnyttes optimalt, skal det ske i gasturbiner - så er der 1000-2000 MW grundlast til elsystemet. Spidslast sikres af brændselsceller fra forsyningsektoren.

Man vil være nødt til at tage de samme teknologier i brug med A-kraft. Men A-kraft er dyrere end vindmøller, ved vi nu, så vindmøller giver den billigste løsning.

  • 1
  • 1

Man vil være nødt til at tage de samme teknologier i brug med A-kraft. Men A-kraft er dyrere end vindmøller, ved vi nu, så vindmøller giver den billigste løsning.

og

Jeg foretrækker at lave mine beregninger selv. Til 50 mio Dkk pr. MW er kk ikke konkurrencedygtig. Heller ikke med vindkraft. Det er trods alt det dobbelte af, hvad Anholt koster - og her taler vi om danmarkshistoriens dyreste vindmølleprojekt.

Det forholder sig lige omvendt:

Det ny engelske kk-værk (Hinkley Point) koster 44 mio dkr/MWp
Anholt vindmøllepark koster 25 mio dkr/MWp

For at sammenligne, må man tage hensyn til
udnyttelsesgrad: 93 % mod 40 %
og levetid: 50 år mod 25 år

Derved bliver Anholt overslagsmæssigt (25/44) x (93/40) x (50/25) = 2,4 gange så dyr som Hinkley Point målt på installeret effektive MW, set i værkernes respektive levetider.

Derimod er Hvide Sande projektet i følge dine tal billigere end Hinkley Point:
(10,1/44) x (93/54) x (50/25) = 0,79.

(Og Anholt er dermed ca. 3 gange så dyrt som Hvide Sande målt på MWeff.)

  • 3
  • 1

Derved bliver Anholt overslagsmæssigt (25/44) x (93/40) x (50/25) = 2,4 gange så dyr som Hinkley Point målt på installeret effektive MW, set i værkernes respektive levetider.

Det regnestykke du har opsat giver 2,64... Men det gør det ikke bedre for vindmøllerne. Dog vil jeg mene at det er de forkerte værdier du regner med (højeste for a-kraft og laveste for vindkraft) men de værdier vil man nok altid kunne diskuterer... (f.eks. regner du med en udnyttelsesgrad på 93% i 50 år for atomkraftværket, dvs. det kun er ude når der skal skiftes brændsel og ellers producerer 100% ind på nettet i de øvrige 11 måneder om året. Og du regner med at vindmøllerne kun har en udnyttelsesgrad på 40% i 25 år selv om de ofte holder i 35+ og udnyttelsesgraden kan gå op til 45-50%)

Problemet med den simple beregningsmetode er at den ikke tager højde for at atomkraftværket skal lægge 44 mio dkr/MWp inden der kan produceres en eneste kWh. Hvor en vindmøllepark kan nøjes med at investerer 25 mio dkr/MWp og derefter tjene pengene hjem før man 25-35 år efter skal investerer 25 mio dkr/MWp på næste generation af vindmøller. Eller man kan opbygge vindparken over 5-10 år (den tid som det tager at bygge et akraftværk) og allerede fra år 1, begynde at få penge i kassen på salg af strøm... Der tages heller ikke højde for D&V omkostninger som historisk er betydeligt laver for vindkraft...

  • 1
  • 0

Det regnestykke du har opsat giver 2,64...

Tak for påvisningen. Der er nu ikke tale om en regnefejl, men om en skrivefejl, idet jeg oprindelig skønnede en udnyttelsesgrad for Anholt på 40 %, men ændrede den til 45 % efter en overslagsudregning.

Derfor: (25/44) x (93/45) x (50/25) = 2,4 gange.

Hinkley Point skal ifølge artiklen producere 26 TWh/år og kapaciteten er 28 TWh/år. Det giver en udnyttelsesgrad på 93 %.

Jeg svarer på et indlæg fra Stig Labori, og bruger den af ham (med reference til vindbørsen) oplyste levetid for vindmøller på 25 år. Andre har her nævnt levetider for kk-værker på 60 år. Jeg bruger 50 år.

Udregningen er et groft overslag, og jeg er enig i, at der skal tages hensyn til en lang række andre faktorer.

Jeg reagerer blot på, at der bliver skrevet, at Hinkley er dobbelt så dyrt som Anholt, når det stort set forholder sig lige omvendt.

  • 0
  • 0

Det er sjovt som nogen glemmer hvordan vinden blæser. Med mindre man vil basere hele sin husholdning på batteridrift er det jo ganske enkelt umuligt at lave et net der kører på 100% vindstrøm. Det vil simpelthen ikke kunne lade sig gøre.

Sådan med en hurtig NPV-beregning med et årligt vedligeholdelsesbudget på 5 mia (stigende med 2,5% p.a.) vil det over 35 år være en absurd god forretning at bygge 3,2 GW for 141 mia kr (NPV ved en diskonteringsrente på 2,5% bliver 160 mia kr - hvilket vil sige at allerede der har man tjent sine decom udgifter hjem). Kompenseret for inflation (2,5%) vil værket være betalt hjem om 11 år og vil efter 35 år have hjemtrukket ca 380 mia fremtidige penge. I mit regnestykke skal driftsomkostningerne bare holdes under ca. 9,5 mia kr p.a. så er det en overskudsgivende forretning.

Med 5 mia som udgangspunkt i vedligeholdelsesudgifter (stigende med 2,5% pa) giver det en intern rente på 9,65% - det er altså bedre end realkreditobligationer eller lottokuponer - det er helt sikkert.

Der skal dæleme bankes mange piskeris op for at få sådan en gevinst i hus!

Og så skal vi huske på at der stadig er 25 år tilbage af levetiden på kraftværket når den tid kommer - som vil være "ren" gevinst.

Så der er stor fornuft i kernekraft rent økonomisk - så spørgsmålet om kernekraft er altså rent politisk. For med sådan en NPV-kalkulation vil investorerne stå i kø for at kaste penge efter det.

  • 3
  • 4

Det er sjovt som nogen glemmer hvordan vinden blæser. Med mindre man vil basere hele sin husholdning på batteridrift er det jo ganske enkelt umuligt at lave et net der kører på 100% vindstrøm. Det vil simpelthen ikke kunne lade sig gøre.


Ingen snakker om 100% vind... Ingen snakker om 100% akraft... Ingen af delene vil kunne fungerer i praksis... Det vil altid være meget dumt at sætte hele sin energiforsyning på kun en teknologi...

  • 4
  • 0

Væddemålet kan du holde for dig selv.


Nå, så var du alligevel bare en powerpoint-ingeniør der ikke helt troede på dine egne påstande eller vindøllerne.

Nu er det over 30 år siden Frankrig viste hvordan man kører kernekraft med stor penetration, og de har vist at økonomien er fin, selvom de har en kapacitetsfaktor på 70-80%. De har også vist at de kan køre nettet med frekvenskontrol og blanacekraft fra kernekraft på et 30 år gammelt "dumb grid" og forbrugstilpasning med et æggeur. ja det koster 1-2% energy availability med roterende reserve forbeholdt automatisk kontrol, men stadig er det billigere og realiseret mindst 50 år før vi får noget på banen ved hjælp af PSO-betalte møller og smart grid. Det Frankrig har gjort er en helt uovertruffen ingeniørbedrift.

Går vi mere i detaljen er det interessant at se på balancen mellem Tyskland og Frankrig.


Hvis jeg kunne få en krone hver gang jeg har set en forkert analyse af handel over priszoner, så ville jeg være rig. Du overser at Tysklands VE får støtte som vores ved produktion, derfor har de ingen problemer med underbyde markedet. De får deres overbetaling uanset hvad. Jeg tror ikke Tysklands naboer er utilfredse med den underbudte strøm, det er kun betalerne fra hjemmemarkedet. Det samme foregår i Danmark.

I overensstemmelse med det er den gennemsnitlige pris for import fra Tyskland næsten 4 gange dyrere end prisen for strøm den anden vej http://clients.rte-france.com/lang/an/visi...


Du linker til autionspriser på lang transmissionskapacitet, ikke handel. Inden du smutter overpå EPEX og laver en fejlanalyse af de faktiske priser for intraday-handel, så burde du kigge lidt mere hos RTE. Det kunne være du kom forbi deres balancekrafthandel og produktionstal. Så ville du måske lære at kernekraft både bruges til lastfølge og balancekraft.

  • 3
  • 1

Om man laegger afgifter paa el har ikke noget med hvordan den produceres at goere saa jeg forstaar ikke hvad det er for ekstra afgifter de engelske forbrugere kommer til at spare?


Englænderne er bange for et nyt "Dash for gas", hvor gasbranchen kan dræbe markedet med gasværker der ikke har særligt hårde kapitalkrav eller front loaded. Når værkerne er bygget er der ingen andre der satser langsigtet. Prisen kan derefter drives op.

Den paradoksale konsekvens er at deres planøkonomi nu er blevet smurt meget grundigt af lobbyister. Det er derfor du ser vindmøllerne skal have 160 pund/MWh, hvor HPC skal have 92,5 pund/MWh..

  • 2
  • 0

Nu ved jeg ikke hvilken pris for atomkraft som du hentyder til, men mon ikke det som altid er et gammelt færdigbetalt værk??? I oplægget her kan man jo se at prisen for et nyt værk er 0,814 kr/kwh i 35 år... og så vidt jeg kan se så koster transport af el (for Verdo Randers):


Jeg bruger de oplysninger, som de professionelle opgiver.
F.eks:
http://www.world-nuclear.org/info/Economic...

Midt på siden er der priser fra forskellige lande - tallene er for 2010.

Prisen til forbrugeren er en anden, men den bestemmer værkerne oftest ikke selv, de skal godkendes af myndighederne (USA m.fl).
Man kan så sige at a-kraftværkerne bliver snydt noget, for de får ingen præmiering for de sundheds- og miljøeffekter, de vitterlig har, og de får ingen tilskud af nogen art til driften, her er en stor besparelse for forbrugeren.

Vedrørende backup så er det ikke mig, der brugte det som argument, jeg forstå faktisk ikke, hvorfor nogen bringer det ind i debatten. Uanset om man bygger fossile eller nukleare kraftværker, så må det vel være forsyningssikkerheden, der bestemmer i hvilket omfang, det sker. At vi her i landet har nedsat back-up størrelsen hænger vel sammen med en mere omfattende udlandsforbindelser.

Jeg kan heller ikke forstå, hvorfor man drager vindenergien ind i denne debat, vind er ikke alternativ til atomenergi, men begge er alternativer til fossil energi, så derfor burde den ikke medtages i forbindelse med den engelske beslutning, selvfølgelig fortsætter man da her med vindudbygningen.
Men man har jo behov for en solid grundlast.

At nye værker vil producere til en højere pris end de ældre værker er naturligt, det samme gælder vel helt generelt. Vindfolkene kunne f.eks. glæde os med beregninger over, hvad Vestas/Mitshubishis gigant på 8 MW kan producere en kWh til?
Men det er vel mere frugtbart at se på, hvorledes både VE og atomenergien kan være med til at nedsætte CO2-udledningerne. Ingeniørens klima- og antiatomkraft-blog rører ikke meget ved det emne.

  • 3
  • 3

Der er flere problemer med udnyttelse af overskudsvarme til fjernvarme:

1) der er meget langt til forbrugere så infrastruktur er meget dyr, tabet er stort og transport er dyr
2) kølevandet opvarmes kun ca. 10 grader - så ikke høje temperature i radiatorerne om vinteren hvor vandet i Bristol Channel er under 10 grader.
3) enorme mænger vand - 100m3/s (der altså opvarmes 10 grader) - med en fremløbshastighed på 1m/s skal rørene altså have en diameter på omkring 10m - eller også skal du have mange rør

4) Jeg har hørt at ca. 25-30% af den elektricitet der produceres på værket bruges til at pumpe kølevand.

ad 1) Fortum har tilbudt at gøre det i Finland. 70km i klippe og under vand. De måtte dog ikke bygge, da TVO og Fennovoima allerede havde taget retten til ny kernekraft.

ad 2) EPR bygges med en turbine der har udtag ved mellemtryk. Turbinen er forberedt til det.

ad 4) De andre EPR-værker varierer mellem 3-7% til eget forbrug. HPC kommer nok i den høje ende da de skal have kølekanaler ud i flodudmundingen der til tider er noget pløret tidevand.

  • 1
  • 0

@Søren,

De har haft 2 reaktorer (Angra I og II) i drift siden 1985, og de er ved at opføre Angra III, som har været under opførelse lige siden 1984. Dette kommer tidligst i drift i 2015 (efter 31 år!).


Tak for korrektionen, jeg burde have skrevet "genstartet", for det har været en turbulent periode.
Angra-3 startede konstruktionsfasen i 2010:
http://www.world-nuclear.org/info/Country-...
- og skal være klar i 2016.
Men det er korrekt at historien starter i 1984, men det er ikke helt det samme værk:
http://www.world-nuclear-news.org/NN-Biddi...

Ud over disse har man 4 x 1000 MW i planlægning.

Så også Brazilien satser i lighed med mange andre lande på atomenergien - f.eks. har Bangladesh startet byggeriet af deres 1. værk. Det svarer vel til 10-15.000 velvoksne vindmøller.

  • 2
  • 3

Derimod er Hvide Sande projektet i følge dine tal billigere end Hinkley Point:
(10,1/44) x (93/54) x (50/25) = 0,79.


Stig "glemte" lejen for møllepladsen. 4,8 mill. per år. HPC er billigere hvis du regner med designværdier for produktion og ren MW-pris for Hvide Sande møllerne og HPC.

Du kan også regne prisen inklusiv siting, men så skal du rode med havnens støttebetalte udvidelser plus de forventede aktiviteter fra fremtidige PSO-betalte havparker. Horns Rev 3 undersøgelserne kører derfra. Betalt forud af dig og mig. HPCs siteing, jord og reaktorcertificering er en risiko der har været båret af EDF.

  • 1
  • 0

Den paradoksale konsekvens er at deres planøkonomi nu er blevet smurt meget grundigt af lobbyister. Det er derfor du ser vindmøllerne skal have 160 pund/MWh, hvor HPC skal have 92,5 pund/MWh

- en sag, der imidlertid p.t. forekommer at være heftigt omdebatteret:

But a source close to Mr Cameron insisted: "One way or another, the Prime Minister is determined to roll back those green taxes."

Kilde:

http://www.telegraph.co.uk/news/politics/c...

  • 0
  • 0

Du er nødt til at omregne til nutidsværdi. Dine beregninger er ganske enkelt forkerte.

Lær lidt om Leveraged Cost of Energy (LCOE), hvis du gerne vil lære at beregne det.

  • 2
  • 3

@ Stig Libori

Du fremkom med en påstand lidt højere oppe i tråden som undrede mig.

Citat

"Hvordan vil du få bilerne til at være CO2-neutrale med A-kraft?"

Relativt let Stig.......Brint!

  • 0
  • 1

…der skrives i denne tråd, af begge sider. Dog en grad mere af tilhængersiden.

Det er hovedløst at forsøge at gå bagved kWh prisen for og lave forsimplede regnestykker hvor pris, levetid og kapacitetsfaktor divideres op imod hinanden. Der er en grund til at den garanterede pris per kWh fra Hinckley C er 80% af Anholt uanset om man på regnemaskinen kan komme frem til at energien burde koste 40% (eller under, når man medtager den halvdel af levetiden hvor man får markedspris). Og den grund har flere overskrifter, bla (nogen af dem er gentagelser):

-Opsparing til dekommision
-Længere tid til investeringen begynder at blive forrentet
-Større bygningsrisiko (der er masser af halvfærdige atomkraftbygninger rundt omkring i verden med byggehorisont der nærmer sig Temple Expiatori de la Sagrada Familia).

Så det eneste rimelige UDGANGSPUNKT man kan foretage en sammenligning ud fra, er garantiprisen på strømmen. Og her endda med de temmelig forskruede tal fra Danmarks suverænt dyreste vindmøllepark. Men det er kun et udgangspunkt, for her skal man tage højde for nogle faktorer

Hvis vi antager at Hickley C holder i 70 år og Anholt holder i 20 (begge tal kan vise sig at blive større), så får de garantiprisen i halvdelen af deres levetid. Resten af tiden vil de, hvis de lå i samme land, skulle kæmpe om samme markedspris.

Derudover er garantiprisen i England pristalsindexeret, hvilket ikke er tilfældet for Anholt. Med en gennemsnitlig prisstigning på 2,5% (historisk trend de sidste ikke-særligt-inflationsramte 30 år) vil Hickley C være oppe på samme garantipris som Anholt efter 10 år…

Og så er der den detalje, at hvis man skal betale en høj pris i 35 år og markedpris i de efterfølgende 35 år, så er det en større udgift end hvis de skiftede her tiende år.

Derudover kan jeg ikke læse af kontraktbeskrivelsen for Hickley C, at bygherrer skal dække de udgifter, som de vil påføre elkunderne, hvis der opstår forsinkelser (i de finske tilfælde påføres de nordiske elkunder en daglig merudgift på 25 mio kr, 9 mia om året eller 45 mia ialt med mindre forsinkelsen stiger yderligere)[1]. Så vidt jeg kan læse mig til starter prisgarantisperioden først når værket sættes igang. I det mindste kunne man have indbygget en “forsikringsudbetaling” ved forsinkelser ved at påbegynde garantiperioden ved forventet påbegyndt energiproduktion i stedet for den faktiske produktionsstart.

[1]http://www.elfi.fi/index.php?section=46

  • 6
  • 0

Bavlet er bedst fra VE siden som prøver at bilde sig selv ind at en kWh VEstrøm er lige så nyttig som en ditto KK.
Når det ikke blæser står der et CO2 frit KK der bruger 2 øre uran for hver kWh.Når det blæser mens der eer brug for strømmen kan man slukke KK og spare disse 2 ører.Det kedelige er bare at VE koster 7-10 øre per kWh alene i vedligehold.VE vindmøller er primært socialhjælp til en tidligere værftsindustri som virkelig lagde sig i selen for at lave selvmål.
I næste kapitel er det ikke kun en træt industri men et helt land med hjernebetændelse ,der går af Pommern til.

  • 2
  • 9

Bavlet er bedst fra VE siden som prøver at bilde sig selv ind at en kWh VEstrøm er lige så nyttig som en ditto KK.


Kan du ikke lige forklare hvordan en kWh fra atomkraft kan være bedre end en kWh fra en vindmølle :) Tror du at din støvsuger køre bedre hvis dine kWh er produceret på den "rigtige" måde??? :)

Personligt tvivler jeg meget på at man kan drive et KK for 2 øre pr. kWh, men ok det er jo også kun den rene uranpris du snakker om der, ikke D&V som du sammenligner med en vindmølle... Hvilket også forklarer hvorfor England her betaler 81,4 øre/kWh de næste 35 år...

Hvis vi antager at dette værk leverer 3,2 GW, 8760 timer om året, med en udnyttelsesgrad på 90%, til en fast pris på 841 kr/MWh, så har englænderne om 35 år betalt over 718 milliarder til ejerne af dette værk... Det er værkets reelle pris for forbrugerne og så kan man jo sammenligne med hvad de ellers skulle have betalt for den samme strøm andre steder...

  • 2
  • 1

Bavlet er bedst fra VE siden som prøver at bilde sig selv ind at en kWh VEstrøm er lige så nyttig som en ditto KK.
Når det ikke blæser står der et CO2 frit KK der bruger 2 øre uran for hver kWh.Når det blæser mens der eer brug for strømmen kan man slukke KK og spare disse 2 ører.

Dette er jo åbenlyst ikke korrekt. Du levetidsforlænger ikke et atomkraftværk ved at “slukke” et atomkraftværk. En “slukning” vil nok slide mere på værket end fortsat drift, men selv uden indregning af dette, så vil et stillestående atomkraftværk koste skejsere i tabt forrentning.

Men i dette tilfælde er det helt ligegyldigt med sådanne betragtninger, fordi vi sammenliger kWh-prisen fra et faktisk papirsatomkraftværk med prisen fra en faktisk vindmøllepark. Det engelske atomkraftværk får lov til at producere til garantiprisen uanset om der er nok strøm i nettet, deraf følger at skulle det kunne pålægges at lukke ned, så ville prisen have været ENDNU højere per kWh.

Tag nu for helvede imod Hinckley C som sammenligningsgrundlag. Vi andre har måtte leve med at alle mulige alternativer har skullet sammenlignes med Danmarks absolut uden sammenligning dyreste vindmøllepark. Vi har til gengæld været afskåret fra at bruge Olkiluoto 3 som model for prisen for atomkraft, fordi det dels er underlagt et juridisk opgør om ansvaret for budgetoverskridelsen på forløbig 200%, dels den skjulte udgift til nordens energiforbrugere pga forsinkelserne aldrig vil blive accepteret af atomkraftttihængerne og endelig at - i modsætning til Anholt, som irriterende nok blev færdig til tiden - så insisterer Olkiluoto 3 på ikke at blive færdiggjort, så den samlede regning kunne gøres op.

I stedet for må vi bruge papirsatomkraftværker, som endnu ikke er kommet ind i fasen, hvor uforudsete forhold og forsinkelser, retssager og ansvarsfraskrivelser gør økonomien så uigennemskuelig at det ryger som sammenligningsgrundlag.

VE vindmøller er primært socialhjælp til en tidligere værftsindustri som virkelig lagde sig i selen for at lave selvmål.
I næste kapitel er det ikke kun en træt industri men et helt land med hjernebetændelse ,der går af Pommern til.

Interessant. Dansk vindmølleindustrien eksporterer for 60 mia i år. Hvorfor er udlandet dog interesseret i at yde socialhjælp til tidligere dansk værftsindustri? Eller var det bare en af de sædvanlige forsøg på at skide på fakta for at score nogle retoriske points?

  • 9
  • 1

Bavlet er bedst fra VE siden som prøver at bilde sig selv ind at en kWh VEstrøm er lige så nyttig som en ditto KK.

Det er blevet kolpolteret så mange gange og hvis jeg skal være MEGET flink, så er det stadig op til debat til hvilken side det regnskab lander.

Atomkraft leverer i praksis stabilt den samme mængde strøm stort set hele tiden, men varierer ikke med forbruget (med undtagelse af den årlige måneds refuel og reparation, som kan lægges efter behov) og når der uventet må lukkes ned, så har det historisk set været flere anlæg samtidig (seriefejl) og i længere tid af gangen, i den mest kritiske sæson.

VIndkraft har IKKE en stabil produktion, men leverer typisk når der er brug for strømmen (dag/vinter). Det er derfor at eksportværdien af vindkraft (opgjort ved brug af vindkraftkritikeres medtode) i gennemsnit er høj og den samtidig yder størst nedadgående prispres indenlandsk, når prisen på strøm ellers ville være højest.

  • 4
  • 2

Det er hovedløst at forsøge at gå bagved kWh prisen for og lave forsimplede regnestykker hvor pris, levetid og kapacitetsfaktor divideres op imod hinanden. Der er en grund til at den garanterede pris per kWh fra Hinckley C er 80% af Anholt uanset om man på regnemaskinen kan komme frem til at energien burde koste 40% (eller under, når man medtager den halvdel af levetiden hvor man får markedspris). Og den grund har flere overskrifter, bla (nogen af dem er gentagelser):


Anders, jeg opfatter dit skriv som et forsøg på at være objektiv. Du mangler stadig at omregne fra engelske forhold til danske forhold. Som tidligere skrevet så giver DECC 160pund/MWh, hvor HPC får 92,5pund/MWh. Vindmøllerne kræver som tidligere skrevet lidt længere støtteperiode, men der ser vi bort fra. Så vi har en omregningsfaktor der placerer kernekraften på 58% af havvindmøller.

Omregnet i Anholt-priser så skal et dansk Hinkley Point have 61 øre/kWh.

  • 1
  • 2

Atomkraft leverer i praksis stabilt den samme mængde strøm stort set hele tiden, men varierer ikke med forbruget (med undtagelse af den årlige måneds refuel og reparation, som kan lægges efter behov) og når der uventet må lukkes ned, så har det historisk set været flere anlæg samtidig (seriefejl) og i længere tid af gangen, i den mest kritiske sæson.


Du henviser til de svenske værker. Efter Barsebæks lukning, er der ingået en aftale om at det daværende Sydkrafts forventede restproduktion skulle overgå til de resterende 10 værker. Det krævede levetidsforlængelser og upratings. Den slags vil gå ud over energy availability de første mange år. Kan du komme med en god grund til hvorfor du ikke medtager det i din analyse? Særligt når de svenske kernekraftværker ligger en priszone længere mod nord.

TVO holder en availability på 96-97% på deres værker, det bruger du aldrig som eference, når du skriver "atomkraft". Hvorfor?

  • 0
  • 4

  • 1
  • 5

Anders, jeg opfatter dit skriv som et forsøg på at være objektiv. Du mangler stadig at omregne fra engelske forhold til danske forhold. Som tidligere skrevet så giver DECC 160pund/MWh, hvor HPC får 92,5pund/MWh. [...] Så vi har en omregningsfaktor der placerer kernekraften på 58% af havvindmøller.

Omregnet i Anholt-priser så skal et dansk Hinkley Point have 61 øre/kWh.

Så atomkraft vil blive billigere i Danmark fordi vindkraft er billigere end i England? Det har jeg meget svært ved at følge og det er ikke en rimelig måde at regne på. Ing.dk er et dansk forum og her er en rimelig debat hvad der gælder for danske forhold, hvor vi kan bruge Hinkley C som et datapunkt for hvad atomkraft koster. Hvad englænderne gør er deres egen sag.

Så hvis du endelig vil lave omregningsfaktor for hvad et dansk Hinkley Point C ville koste, så vil det aldrig blive billigere end det “rigtige” Hinkley Point C, for den omregningsfaktor der skal ind i på regnemaskinen er en, der skal tage højde for at der ikke er et dansk atomkraftværk, som “blot” skal udbygges med et par reaktorer mere, der ikke findes hele det strukturelle backbone som findes i eksisterende atomkraftlande (sikkerhedsberedsskab, uddannelser osv). Så der skal ganges med et tal på >1, ikke <1

  • 5
  • 0

Vindmøllerne kræver som tidligere skrevet lidt længere støtteperiode, men der ser vi bort fra.

35 vs ca 11 år. Det giver ved en fordobling 70 og 22 års projekteret levetid for hhv atomkraftværker og Anholt. Det anser jeg for en helt rimelig sammenligning, men det medtager ikke det faktum at værdien af billig strøm langt ude i fremtiden (35 til 70 år) har en langt lavere nutidsværdi end kortere ind i fremtiden (11 til 22 år)

  • 5
  • 0

Du henviser til de svenske værker. Efter Barsebæks lukning, er der ingået en aftale om at det daværende Sydkrafts forventede restproduktion skulle overgå til de resterende 10 værker. Det krævede levetidsforlængelser og upratings. Den slags vil gå ud over energy availability de første mange år. Kan du komme med en god grund til hvorfor du ikke medtager det i din analyse? Særligt når de svenske kernekraftværker ligger en priszone længere mod nord.

TVO holder en availability på 96-97% på deres værker, det bruger du aldrig som eference, når du skriver "atomkraft". Hvorfor?

Jeg nævnte de ting der kan forekomme med atomkraftværker og man derfor skal planlægge ud fra. Man skal tage højde for at seriefejl kan forekomme, som ikke bare bliver MEGET dyrt, men også stiller krav til resten af infrastrukturen (som stort set er identisk med de udfordringer som vindkraft kræver). Man kan HÅBE at de eventuelle to-tre danske atomkraftreaktorer vil opføre sig som de eksisterende franske og ikke de svenske, men man kan ikke REGNE med det.

Har du nogen dokumentation for at problemerne med de svenske atomkraftværker opstod på grund af levetidsforlængelse? DEt er ikke som jeg huskede det...

At de svenske atomkraftværker ligger nordligere end Barsebäck har jeg svært ved at se relevancen i...

  • 3
  • 0

FOAK værker har ALDRIG været generelt prissættende for kernekraft bygget på standardæerker. Er der en særlig grund til at du netop vil fremhæve FOAK værkeet OL3, der nok er er bygget på en turn key kontrakt? Forsinkelserne er stadig grundet i certificeringen der er TVOs eget ansvar overfor STUK.

1) Jeg skriver NETOP at jeg er glad for at kunne tage udgangspunkt i strømprisen for et skrivebordsværk, der endnu ikke er plettet af virkeligheden.

2) Og dog (nu hvor du forsvarer Olkiluoto 3): Turn-key kontraktargumentet holder ikke mere. Juristerne er gået igang med at kæmpe om hvem der har ansvaret for forsinkelserne og en del af aben kan sagtens risikere at lande hos køber [1]. Og alle gange bliver den nordiske elkunder ikke dækket for deres ekstraudgifter som forsinkelsen har påført dem, som ifølge linket i min post opgøres til 9 mia per års forsinkelse.

3) og undskyld, en del af problemet med Olkiluoto 3 var brug af forkert cement end foreskrevet. Er det virkelig et problem der kan tilskrives at det er et prototypeværk eller sløseri med store financielle konsekvenser, som desværre kan forekomme i alle større projekter?

[1]http://www.world-nuclear-news.org/NN-Olkil...

  • 2
  • 0

De røde lamper blinker hos de systemansvarlige hvis der kommer afvigelser i få mHz over få ms. Vil du vise en dataserie, hvor vindkraft har præsteret at få leveret produktion der matcher forbruget?

Det du gerne vil matche er disse to distributioner.
http://dl.dropboxusercontent.com/u/3879038...

Kort sagt: Nej.

Jeg har ingen idé om hvad grafen skal illustrere, i hvert fald ved jeg at forbrug sjældent rammer i overkanten af nul, med mindre det handler om en enkelt forbruger. Kan du ikke give lidt idé om hvad grafen beskriver, tidsperiode, er x-akslen fortløbende tid og over hvor lang tid, hvad er det vindkraftproducerende område, er aksernes kryds ved en y-værdi på nul, link til oprindelige data etc etc etc.

Men hvis jeg skal forsøge noget ud fra de meget mangelfulde oplysninger, så kan jeg se at forbrugsvariationerne er større end vindkraftsvariationerne, hvad de så end dækker over...

  • 0
  • 0

Hvis man gerne vil danne sig et billede af hvor godt vindproduktion matcher efterspørgsel, så er markedsrapporterne på energinet.dk et godt sted at starte:

http://www.energinet.dk/EN/El/Engrosmarked...

Graferne for samlet/VE produktion og forbrug er at finde på side 3 eller 4 i disse.

Det er primært om vinteren og om natten, hvor de centrale kraftvarmeværker kører på fuld skrald pga. fjernvarmeproduktion, at vind forårsager et overskud, der skal eksporteres. Hvis man kunne gemme et halvt døgns elproduktion ville man kunne ændre økonomien for VE drastisk.

  • 1
  • 0

Det er primært om vinteren og om natten, hvor de centrale kraftvarmeværker kører på fuld skrald pga. fjernvarmeproduktion, at vind forårsager et overskud, der skal eksporteres.

Det lød interessant, så jeg prøvede at lave lidt beregning på det.

I perioden 1/11-2012 til 31-03-2013 var den laveste produktion i snit på “lokale CHP værker” i de første seks timer på døgnet (faktisk også på de centrale anlæg og vindkraften), det synes jeg ikke passer særligt godt med at de skulle køre på fulde skrald om vinteren/natten.

Det kan være jeg har misforstået noget, så kan du uddybe hvad du mener?

https://dl.dropboxusercontent.com/u/162467...

  • 0
  • 0

A-kraft bliver ikke billigere, hvis vi skal lave elektrolyse og efterfølgende brænde hydrogen af i bilerne (det vil mest naturligt kunne ske ved hjælp af brændselsceller).

Når jeg læser den her tråd undres jeg såre over den afgrundsdybe uvidenhed om, hvad der bestemmer prisniveauet for vores energisystemer. A-kraft er tydeligvis ikke en realistisk løsning pt. Det kan være det bliver det (thorium-reaktorer kunne være et bud), men lige nu ser A-kraft håbløst dyrt ud.

  • 2
  • 0

I perioden 1/11-2012 til 31-03-2013 var den laveste produktion i snit på “lokale CHP værker” i de første seks timer på døgnet (faktisk også på de centrale anlæg og vindkraften), det synes jeg ikke passer særligt godt med at de skulle køre på fulde skrald om vinteren/natten.

Det kan være jeg har misforstået noget, så kan du uddybe hvad du mener?

Fuld skrald er nok en overdrivelse, men de centrale kraftvarmeværker er forpligtet til at levere fjernvarme, hvilket medfører en til tider uønsket elproduktion.

Se f.eks Danmark december 2011:
http://www.energinet.dk/SiteCollectionDocu...

Bemærk hvordan total produktionen ligger mere eller mindre kostant over vindproduktionen - uagtet den daglige variation i forbrug. Hvis du sammenligner med grafen for spotpris, kan du se at prisen kollapser i flere tilfælde hvor der er overproduktion (f.eks d. 25 december)

Elproduktionen på de centrale kraftværker er her et "spildprodukt" af varmeproduktionen.

  • 0
  • 0

Fuld skrald er nok en overdrivelse,

Det er korrekt.

men de centrale kraftvarmeværker er forpligtet til at levere fjernvarme, hvilket medfører en til tider uønsket elproduktion.

Se f.eks Danmark december 2011:
http://www.energinet.dk/SiteCollectionDocu...

Bemærk hvordan total produktionen ligger mere eller mindre kostant over vindproduktionen - uagtet den daglige variation i forbrug. Hvis du sammenligner med grafen for spotpris, kan du se at prisen kollapser i flere tilfælde hvor der er overproduktion (f.eks d. 25 december)

Elproduktionen på de centrale kraftværker er her et "spildprodukt" af varmeproduktionen.

Dette er også korrekt, men vi skal nok også få lidt perspektiv i det. Natten d. 26 december 2011 klokken 01-03 er en af de freak-tilfælde med negative elpriser i Danmark, som på trods af at udgøre ca 0,3% af tiden (og måske 0,1-0,2% af elforbruget, da det som regel sker om natten) udskreges til et stort problem. Men i de fleste tilfælde er problemet forbundet med fyldte forbindelser til Norge og/eller Sverige SAMTIDIG med at prisen i sydnorge er ubemærket af at modtage stor import fra Danmark. Så sandsynligheden taler for at i stedet for at have en negativ værdi på ca 7,5 øre/kWh, så ville den pågældende strøm være kunne blive solgt til 20 øre/kWh i Norge, såfremt forbindelsen havde været f.eks. 1000 MW tykkere. Eller som Stig foreslår, så kunne den billige strøm have været omsat til lagringsbar varmeenergi, enten på den dumme/billige måde med dypkogere eller den smarte/dyre med centrale varmepumper.

  • 3
  • 0

Man kan bruge 526.000 kvadrat kilometer til solceller.

Jeg må antage at det er et decimalpunktum ?

(Til sammenligning er Danmarks areal 43000 km².)

Tallet er under alle omstændigheder noget vås.

På EU's PV estimator kan man finde at 1kWp solcelle producerer 1000 kWh om året hvis man opstiller den optimalt (uden tracker) ved Hinkley Point.

Area-efficiency for solceller nærmer sig 200 Wp/m², men vi regner på 190Wp/m² der kan fås som hyldevare.

1m² solceller laver derfor 190 kWh/y = 21.7 W/m² i gennemsnit over året.

1.7GW / 21.7W = 78.341.013 m² = 78.3 km² solceller.

Et kvadrat på 9x9km kan gøre det.

Prisen vil være under 25 mia pund.

I de ti år der mindst går med at få en reaktor bygget, vil solcellerne producere noget der ligner 140 TWh.

  • 5
  • 3

sammenligning

Sådanne 140 TWh solstrøm sparer for ca 4 milliarder uran og affaldsbehandling kr ,da værket er der alligevel og ikke har alverden at gøre når solen skinner.
At englændere ,der både har vindmøller,pumped storage,kul,gas og KK værker,lader kina bestemme energifremtid er uhyggeligt.
En et eller andet Dinesen tog til Siam,udbyttede alt hvad han kunne,tog hjem og financierede et maskingeværkompagni,der vist tog til Rusland og financierede en vanvittig ødsel nieces spillen Kong Gulerod i Kenya.Det kom der nogle fantastisk gode historier ud af.
Det er ikke sikkert det sker med de engelske blodpenge ,der skal til Kina,men det beviser,hvis bevis er nødigt,at landes placering på toptyve skifter hurtigt.
Godt vi kun har vindmøller at gøre strøm med.

  • 0
  • 5

Hvor meget biodynamisk tørstof kan der mon dyrkes på 78 km2.?
Med kunstgødning og pesticider og vanding er det vel omkring to tons olieækvivalent per hektar,men kunstgødning er jo bare energi på fast form.

  • 1
  • 5

Ifølge forskerne er Sitka og Grandis de to træarter der leverer mest tørstof pr. hektar. Og skovdyrkning nærmer sig vel det biodynamiske.

Potentialet er tilsyneladende 21 tons TS pr. hektar om året. Så svaret må vel være, at man på 78 km² kan dyrke 164.000 tons TS om året...

Kilde: http://www.ifro.ku.dk/fotos/media_library/... side 4

  • 1
  • 0

De vindmøllebegejstrede spammaskiner har gjort et fantastisk stykke arbejde med at bevise Englands sindsyge.
Vi har vidst det siden 1807 men nu er det uden for al tvivl.
I 1973 brændte lokummet og vor folkelige ledelse besluttede at vi skulle spare os ud af det.
En Speer,hans rusiske pendant eller GMs Knudsen havde snarere sagt at det gælder om at skaffe billig energi.
De fleste debatører her på sitet accepterer, uden at gøre sig det klart ,at sparing er vejen frem og at KK derfor skal reguleres op og ned.
Forkert
Med en ekstra omkostning på et par øre/kWh er det smartere at se hvad man kan bruge billig strøm til.
Vietnamesiske skunkfabrikker er en vej og det vil gavne tanker om inovativ fremtidig mad forsyning hvis nogen ved hvor meget tørstof der kan produceres per kubikmeter lukketrum når strøm ikke afregnes .
Et glimrende fremtidigt CO2 frit brændstof kan være Bor der brænder ligesom magnium bare mere i en iltrig atmosfære .Når KK ikke har nok at lave bruges strøm til regenerering af genbrugs boroxid og luftdestillation.
Så holder brændselstavene længere uden at knække af.

http://www.google.dk/url?sa=t&rct=j&q=&esr...

  • 1
  • 8

Et kvadrat på 9x9km kan gøre det.

Du skal regne med 3200 MW og 93 % udnyttelsesgrad for HP. Det giver 137 km2 solceller.

Panelerne skal kunne rengøres, så der må være lidt plads mellem panelrækkerne (så man kan køre med en havetraktor mellem dem): 137 x 1,8 = 250 km2 = ca.16 x 16 km2.

Prisen er ok. Men hvad i alverden gør englænderne om natten og i vinterhalvåret ?

  • 2
  • 0

PS: Nedre brændværdi for nåletræ er 19,2 GJ pr tons tørstof, så de 164.000 tons tørstof ville svare til 3,15 PJ nedre brændværdi. Udnyttes de ved pyrolyse til at lave methanol samt el og fjernvarme af bleedgassen, opnår man en samlet termisk virkningsgrad på maksimalt 85%, svarende til 2,7 PJ brugbar (og delvis lagringsdygtig) energi om året.

Løsningen slår naturligvis solceller på prisen. Samtidig bestemmer man selv, hvornår energien produceres (bleedgas kan lagres). Men hvis man kun tæller kalorier, vinder solcelleløsningen.

  • 2
  • 2

Vi husker lige, at solceller typisk har 900 fuldlasttimer om året. Så leverer man i middel 3200 MW fra solceller bliver spidslasten 22.600 MW. Det vil blive relativt kompliceret at håndtere.

Vælger man i stedet vindmøller med en kapacitetsfaktor på 50% bliver spidslasten kun 6400 MW. Langt enklere at håndtere. Og så leverer vindmøller endda mest om vinteren, hvor behovet er størst...

  • 2
  • 1

Der er lidt under en hektar og 6000 tons regnvand per dansker samt de fem svin vi hver mishandler per år .
Veje ,jernbaner boliger etc skal også have plads.
Er det almindeligt at skovene giver 21 tons tørstof /10 tons oliekvivalent per år per hektar eller er det et energistyrelse bestilt regnestykke?
Bønderne heromkring på noget overordentlig god jord laver så vidt jeg 7 tons korn og en ton halm .
Korn er vel lige så interesseret i at vokse som sitka og bliver godt hjulpet med vanding,gødning og sprøjtning.

  • 0
  • 0

Så atomkraft vil blive billigere i Danmark fordi vindkraft er billigere end i England? Det har jeg meget svært ved at følge og det er ikke en rimelig måde at regne på. Ing.dk er et dansk forum og her er en rimelig debat hvad der gælder for danske forhold, hvor vi kan bruge Hinkley C som et datapunkt for hvad atomkraft koster. Hvad englænderne gør er deres egen sag.


Kontekst
De engelske priser kan ikke overføres til danske forhold. ALLE producenter vil have garanterede priser, på godt og ondt. Kenrekraft skal have 58% af vindkraften. Hvis du vil overføre priserne til danske forhold, så kan du enten nedjustere kernekraftens pris til vores forhold, eller opjustere vindkraften til 140/kWh, indeksreguleret.

35 vs ca 11 år. Det giver ved en fordobling 70 og 22 års projekteret levetid for hhv atomkraftværker og Anholt.


Jeg ved ikke hor du får de tal fra? Er det så svært at forstå DECCs priser?

Jeg nævnte de ting der kan forekomme med atomkraftværker og man derfor skal planlægge ud fra. Man skal tage højde for at seriefejl kan forekomme, som ikke bare bliver MEGET dyrt, men også stiller krav til resten af infrastrukturen (som stort set er identisk med de udfordringer som vindkraft kræver).


Fransk kernekraft: Ca. 2% Availability ofres til frekvenskontrol, både autonomt og styret fra RTE. Derefter styres den indmeldte availability af EDF til forbrugstilpasning og balancekraft. Kapacitetsfaktoren med lastfølge ender på 70-80%. Dette sker til en kWh-cost lavere end vores. Det har fungeret i 30 år.
http://www.oecd-nea.org/nea-news/2011/29-2...
http://www.iaea.org/NuclearPower/Downloada...

Finsk kernekraft: Ren grundlast. Her er værkerne ejet af andelsforeninger, hvor andelshavere har mest mulig interesse i at få flest mulige kWh. Availability kan komme op over 97%. Markedsprisen er ofte uinteressant da producenten også er forbrugeren. Noget af el-transporten ejes endda af samme virksomheder. Det tangerer et privat net.

Svensk kernekraft: Politisk aftale om de 12 reaktorers normerede levetidsproduktion kan køres på de resterende 10 reaktorer. Altså som et vandkraftmagasin med X Twh tilbage. Availability er ikke en prioritet, da kernekraftejerne også har økonomiske interesser i vandkraft, og deres primære indtjening kommer fra gennemsnitspriser på volumensalget.

Objektivt, så ved vi at englænderne får den tysk-franske reaktors muligheder, men nok vil blive kørt som de finske. Ja, du kan sikert få et grundlastværk billigere, hvis du køber anderledes. Men det er nu engang sådan at der ligger en hel masse kompetencer i Europa, og den lidt dyrere MW-pris for EPRen er samtidig et køb af tekniske muligheder som lastfølge og MOX-brug. Jeg tvivler også på at der andre der leverer 4-dobbelt kølekreds med individuelle nøddieseler og SBO-generatorer uden common cause failure mode, in-containment brinthåndtering, in-containment boronvand, core catcher, 2,6 m beton med steel liner, certificering hos flere lande osv.

Har du nogen dokumentation for at problemerne med de svenske atomkraftværker opstod på grund af levetidsforlængelse? DEt er ikke som jeg huskede det...


Husker du ikke at der var en svensk minister der var ude og banke i bordet? Hun var træt af af at energiselskaberne legede med forsyningsikkerheden ved at refuelle langsomt/sent mens magasinerne blev drænet. Det var nært optimalt for energiselskaberne, marginalprisen på vand blev skyhøj mens de godt afbetalte og afskrevne kernekraftværker så reinvesteringer. 03's forsinkelser er der også skrevet en del om herinde. Det husker du vel nok?
http://okg.se/sv/Om-OKG/Utveckling/Moderni...

At de svenske atomkraftværker ligger nordligere end Barsebäck har jeg svært ved at se relevancen i...


Kernekraftværker ligger i en anden priszone end den DK2 linker til.Koblingen mellem dansk pris og svensk kernekraft går over et utilstrækkeligt net.

1) Jeg skriver NETOP at jeg er glad for at kunne tage udgangspunkt i strømprisen for et skrivebordsværk, der endnu ikke er plettet af virkeligheden.


Gør det samme for møller i samme energisystem. 140Øre/kWh.

2) Og dog (nu hvor du forsvarer Olkiluoto 3): Turn-key kontraktargumentet holder ikke mere. Juristerne er gået igang med at kæmpe om hvem der har ansvaret for forsinkelserne og en del af aben kan sagtens risikere at lande hos køber [1]. Og alle gange bliver den nordiske elkunder ikke dækket for deres ekstraudgifter som forsinkelsen har påført dem, som ifølge linket i min post opgøres til 9 mia per års forsinkelse.


Ansvarsdelingen i OL3 er ikke nem. TVO har ansvaret for certificeringen, Areva for tidsplanen. Og samtidig har nøgleleverandører lavede fejl. Men hvad har det med sagn at gøre? Erfaringer fra at køre en seriestandardværker har altid vist den samme dynamik: Lavere pris, kortere byggetider, delte omkostninger, vidensdeling.

Jeg har ingen idé om hvad grafen skal illustrere, i hvert fald ved jeg at forbrug sjældent rammer i overkanten af nul, med mindre det handler om en enkelt forbruger. Kan du ikke give lidt idé om hvad grafen beskriver, tidsperiode, er x-akslen fortløbende tid og over hvor lang tid, hvad er det vindkraftproducerende område, er aksernes kryds ved en y-værdi på nul, link til oprindelige data etc etc etc.

Men hvis jeg skal forsøge noget ud fra de meget mangelfulde oplysninger, så kan jeg se at forbrugsvariationerne er større end vindkraftsvariationerne, hvad de så end dækker over...


Ja, det gik lidt hurtigt. Det er som skrevet en disitributionsoversigt over et helårligt forløb i det danske system.
X-akse: skalaløs MW.
Y-akse: antal hændelser.

Som du kan se, så producerer vindkraft alt for ofte meget lidt, mens forbruget er en bred dobbelt bellshape der afspejler forskellen i nat/dag og vinter/sommer. Så er det jeg spørger: Hvordan vil du have vindkraft til at bære samme ansvar som fransk kernekraft med roterende reserve, når møllerne alt for ofte slet ikke drejer rundt?

  • 1
  • 1

Man kan bruge 526.000 kvadrat kilometer til solceller. 1011000 km2 til vindmølleparker (onshore) eller 1700 km2 et atomkraftværk på HP.

http://joannenova.com.au/2013/10/uk-govern...

Vh Troels

I hvert fald en kommafejl for vindkraft. Sammenligner man Anholts størrelse og produktion med Hickley C, så bliver det lige omkring 1000 kwkm eller en firkant på 35 km * 35 km eller et areal på mindre end Lollands størrelse fordelt over de danske farvande. Det svarer derudover også til 70-80% af det danske elforbrug, bare for at sætte lidt ordentlige størrelsesforhold på tingene.

  • 0
  • 0

At englændere ,der både har vindmøller,pumped storage,kul,gas og KK værker,lader kina bestemme energifremtid er uhyggeligt.


Det er da endnu mere uhyggeligt hvad englænderne selv har bedrevet på energiområdet. Gaskølede grafitreaktorer, kulkraftsmafia, dash for gas osv.

Nu har de haft nogle uhyre tætte afstemninger derover om hvorvidt de skulle have carbonskat og CO2-mål, og det nuværende system har kun et marginalt politisk flertal. Firmaer som Centrica har droppet ud af low-carbon og satset meget hårdt på at rende en nyt dash for gas igang. At der kommer nogle udefra og placerer investeringer i den billigste form for low carbon er en redningskrans.

  • 1
  • 1

Hej Lars Andersen

Vil det sige at vi skal se det som en redningskrans når nogen udefra kommer og befrier os fra egne vindmøller,biopjank,solceller og bølgekraft?
Det er et lidt nyt og usædvanligt synspunkt.Der er langt imellem sådanne her på sitet

  • 0
  • 2

21 tons TS pr. Ha pr år er et teoretisk tal. Man har eksempler på kæmpegran der vokser med omkring 30 tons tørstof om året, så det kan formentligt lade sig gøre.

Hvis man leger lidt med tallene opdrætter vi i Danmark det der svarer til 30 millioner grise om året i Danmark. Hvis hver gris skal leve som "skovgris" kræver den 180 m² om året (i virkeligheden opdrættes 2 hold om året), så det ville kræve 720.000 hektar "energiskov", hvis alle grisene skulle være der (idet jeg antager skovene kun kan benyttes 75% af de 40 år de vokser).

Så ville man kunne levere særdeles meget biomasse til energi, samtidigt med at grisene får det bedre. Det er jo faktisk lovligt at kombinere tingene lidt...

Afgrøder udvikler for øvrigt meget forskellige mængder tørstof. Foderroer kan eksempelvis komme op i nærheder af 25 tons TS pr. Ha om året, men det er klart at træerne er meget højtydende, hvis man ikke skal tilføre mange næringssalte. Det skyldes blandt andet, at træ har lavt indhold af næringssalte (hvilket forøvrigt gør træ til et godt brændsel)

Kilde: http://www.friland.dk/Frilandsgris/Produkt...

  • 1
  • 0

Kontekst
De engelske priser kan ikke overføres til danske forhold. ALLE producenter vil have garanterede priser, på godt og ondt. Kenrekraft skal have 58% af vindkraften. Hvis du vil overføre priserne til danske forhold, så kan du enten nedjustere kernekraftens pris til vores forhold, eller opjustere vindkraften til 140/kWh, indeksreguleret.


Det er da noget værre sludder. Mon ikke du selv er klar over det?

Vindkraften afregnes på en helt anden måde end Hinkley Point C i England. Vindkraft betales med de Renewable Obligation "Buy out" indtægter elleverandørerne kaster af sig, via ROC-certifikater.

Landmøller får 1 ROC pr MWh, mens havvindmøller for 2 ROC pr MWh.

At det så under de givne forudsætninger giver et eksorbitant højt beløb til havmøller, har jo intet i verden at gøre med hvad det koster at opføre og drive havmølleparker i UK, eller hvor meget udvikleren reelt bør forlange, for at sikre et rimeligt afkast på sin investering.

Det betyder da også at udviklerne i den grad står i kø for at få lov at opføre havvindmølleparker i UK. Det kan man jo ikke ligefrem sige de gør, når det kommer til Atomkraft.

Her stod Eon og RWE snarere i kø for at komme ud, og de accepterede hellere tabet på det Horizon-projekt de allerede havde investeret i.

Både Areva, SSE og kinesiske CGNPG har siden været omtalt som interesserede i Horizon, men de trak sig alle ud, uden så meget som at afgive et bud på projektrettighederne.

Horizon er ganske vist solgt (med tab) til Hitachi, men der er ingen konkrete bud, og ingen forhandlinger om nye anlæg, og bestemt heller ingen der siger at Hitachi vil være tilfredse med den CfD de evt kan opnå.

Centrica var de sidste der trak sig, da de forlod Hinkley Point C-projektet i februar, midt i forhandlingerne med den britiske regering, og accepterede derfor et gigantisk tab, fordi de erkendte at det aldrig ville blive en rentabel forretning.

Der er således ingen britiske selskaber eller investorer, der er interesserede i at investere i deres egen akraft!!!

Det bliver i stedet britiske og franske skatteydere der kommer til at betale for alle de overraskelser, der måtte komme de næste 45 år, fordi der er alt for lidt margin til dækning af diverse risici, herunder de økonomiske.

Midt i forløbet har Siemens m.fl. erklæret at de ikke længere vil beskæftige sig med atomkraft, overhovedet.

Alle ovennævnte, bortset fra CGNPC, er alle ivrigt involverede i at udvikle vindkraft, både i UK og i resten af verden.

Hvorfor briterne accepterer at betale så eksorbitant høje priser for strømmen fra deres havmølleparker (det gør de vist heller ikke ret meget længere), er svært at forstå, men for den britiske regering har det jo den fordel, at det ligefrem får atomkraften til at se billig ud.

...og det har jo så også betydet at stort set al disponibel opstillingskapacitet i de seneste år har flokkes om det britiske havvindmølle-marked, så vi bl.a. her i Danmark skulle acceptere en prisstigning på 50%, for at få bygget Anholt.

Til gengæld er det jo sjældent at se en elkraftudvikler juble så meget over deres indtægter som Dong gør i øjeblikket. Dette på trods af at de sætter penge til på næsten alt andet end deres havmølle-forretning.

Det er for øvrigt skægt ind imellem at smide en kommentar i diverse britiske debatfora, hvor der forståeligt nok ofte diskutteres energipriser, og opleve reaktionerne når man fortæller dem hvad Horns Rev II kostede at opføre, hvor meget energi den producerer, at garantiprisen kun er 59 £/MWh i 11 år - og så ikke mindst; at Dong Energy og partnere tjener 90-100 mio kr i snit om året, trods denne åbenlyst lave garantipris.

http://www.proff.dk/firma/dong-energy-horn...

  • 8
  • 1

  • 0
  • 0

Nu er de engelske forhold jo ret ekstreme. Men kom der nogle udefra og ville tage store minoritetsdele i et par danske EPR, så er det da en gave. Havvindmøller er fine nok, deres marked skal bare ikke været et opskruet PSO-marked.


Dette er vi jo meget enige om, hvis jeg forstår dig ret. Det bekræfter vel egentlig også min indledning i mit foregående indlæg: "Mon ikke du selv er klar over det?"

Jeg kan dog ikke lige se hvem det skulle være, der ville komme udefra og tage store minoritetsdele i danske EPR, når EDF står som den eneste tilbageværende i UK, og EDF samtidig har meldt ud at de ikke længere ser akraft i USA som et prioritetsområde.

Det vi ser, med eller uden HPC, er en hel atomkraftindustri i bakgear, samtidig med at alle, herunder de tidligere store tunge akraftudbydere, satser voldsomt på vindkraft. Se bare Mitsubishi Heavy Industries.

Havmøller skal selvfølgelig ikke være "et opskruet PSO-marked", og det har derfor også givet anledning til mange protester over prisen på Anholt, ikke mindst fra undertegnede og mange andre vindkraft-positive her på ing.dk.

Dette ser så også ud til at være hørt af vore politikere, som siger at de ikke har tænkt sig at gentage fadæsen med de stramme udbudsbetingelser, midt i et marked hvor UK tilbyder et rent tag-selv-bord havmølleudbydere.

Dong, Eon m.fl. har tilsyneladende også forstået, at dette tagselvbord ikke vil fortsætte, og udtaler nu at de forventer (igen) at kunne udbyde 65-75 øre/kWh inden 2020.

Dette handler jo mere om det stigende udbud, både fra et stigende antal vindmølleproducenter, som pt udøver et sandt kapløb om at tilbyde vindmøller i 6-7-8 MW-klassen, samt fra det voksende antal meget store og meget effektive opstillingsfartøjer, som verden slet ikke havde set lige, for blot et par år siden.

Så noget er der trods alt kommet ud af det britiske tag-selv-bord, samt de seneste tyske og danske havmølleparker (som trods alt ikke er helt så dyre som de britiske). Udbuddet er dermed øget dramatisk, og det kan vi sandsynligvis snart høste udbyttet af.

Og herregud, IEA forudser at vi vil have ~ 2.000 GW havvindmøller i verden i 2050, så hvad betyder det at de første 4-5 GW blev lidt dyre, når også IEA forudser at havvindmøller koster under 15.000 kr/kW at opføre i 2020 (længe inden HPC kommer i drift), og det er jo kun 60% af hvad Anholt kostede?

http://www.iea.org/media/freepublications/...

  • 6
  • 0

@Søren

Hvad har den gennemsnitlige el-pris så været, over perioden på de 11 år.


De får jo en garantipris på 51,8 øre/kWh i samme 11 år, så alt afhængig af hvor mange timer markedsprisen når at være over 51,8 øre/kWh, så vil prisen i snit være en anelse over denne, gennem de 11 år.

Derefter vil anlægget være tilbagebetalt, og rent teknisk være afskrevet (de afskriver med 304 mia om året), så fra 12. - 25. år (plus x antal år derefter) vil kostprisen nøje svare til drifsomkostningerne divideret med elproduktionen.

Driftsomkostningerne skal nok forekomme relativt høje, sammenlignet med samme for eksempelvis Samsø Havvind, grundet at Dong de selv er medejere af de virksomheder som yder service på parken, og fordi de er finansielt tæt forbundet med Siemens, via diverse joint ventures.

Det er dog som minimum markedsprisen på det nordiske elmarked, de får i denne periode, sandsynligvis en højere pris ved at sælge strømmen via grønne certifikater. Uanset hvad, vil deres salgspris være markant højere end driftsomkostningerne til den tid, så det bliver jo fra 12. - 25. år (plus x antal år derefter) de for alvor kommer til at tjene penge, selvom de slet ingen støtte får i denne periode.

  • 4
  • 1

Vindkraften afregnes på en helt anden måde end Hinkley Point C i England. Vindkraft betales med de Renewable Obligation "Buy out" indtægter elleverandørerne kaster af sig, via ROC-certifikater.


Forkert. RO udfases fra 2014. Havvindmøllerne kommer overpå CfDer. Støtten kortes ned fra de nuværende ca. 20 år til 15 år. Energiselskaberne piver over det, på trods af en betydelig overpris i forhold til HPC. Møllerne bliver måske taget når støtten stopper.

"DECC has chosen a contract period of 15 years because its Net Present Value (NPV) analysis shows that this offers better value for money for consumers than the current RO 20-year period. However, it does mean that projects are left without support from year 16 onwards. Generally, renewables are high capital cost, low operation cost projects but some marine and offshore wind developers are concerned that operating costs may exceed market revenues beyond year 15, raising the possibility that some projects will be decommissioned after only 15 years."
http://www.energyvoice.com/2013/09/will-cf...

Så det er noget af en kontrast til dig og Stig der vil have havmøllerne til at køre længere end designtiden. Ja man skulle jo tro en ingeniør ville sige stop når en struktur som et vindmøllefundment er udtrættet og møllen fuld af alt det der giver rynker i panden. Kondensatorbanke, høje kortslutningsniveauer efter generator og konverter, hydraulik, rotorinerti, mekaniske bremser, udveksling, slæberinge, uventet korrosion på lejder osv.

Der er mange ting der kan gå galt, og det gør de også. Horns Rev blev en mølle fattigere i sidste måned. Synes I virkelig at der skal sendes mandskab ud til vedligehold på dem efter designlevetid? Vejen fra uheld til katastrofe er meget kort på havet, hvis der er usikkerhedsmomenter.

Branden på Horns Rev 1 er under kontrol
"Fredag formiddag udbrød der brand i en mølle på Horns Rev 1 og alle relevante myndigheder blev straks informeret. Årsagen til branden er endnu ukendt, men der arbejdes på at klarlægge dette så hurtigt som muligt.

Fredag blev området omkring møllen inspiceret ved hjælp af båd, og det blev konstateret, at der ikke flyder rester fra nacellen rundt i vandet. Havoverfladen er desuden inspiceret for at undersøge, om der har været olieudslip i forbindelse med branden. Der er ikke fundet olie på havoverfladen. Der var på intet tidspunkt risiko for at branden ville sprede sig til andre møller, ej heller var der risiko for personskade.

Mandag blev møllen inspiceret ved hjælp af helikopter og der udarbejdes nu en plan for det videre forløb. Næste skridt bliver inspektion af nacelle og tårn for at klarlægge årsagen til branden, og derefter forberedes nedtagning af møllen."
http://www.vattenfall.dk/da/pressemeddelel...

  • 0
  • 2

Forkert. RO udfases fra 2014. Havvindmøllerne kommer overpå CfDer. Støtten kortes ned fra de nuværende ca. 20 år til 15 år. Energiselskaberne piver over det, på trods af en betydelig overpris i forhold til HPC. Møllerne bliver måske taget når støtten stopper.


Korrekt (og det modsiges heller ikke af det du citerer), men den CfD de får fremover, er jo ikke et resultat af en udbudsrunde eller en pris-forhandling, som i tilfældet med Anholt og de fleste andre vindkraftprojekter i verden, eller for den sags skyld HPC (som var et forhandlingsforløb (bag lukkede døre) der tog næsten 1½ år, før EDF og den britiske regering blev enige om prisen og vilkårene).

Den er baseret på den indtægt vindmølleparkerne hidtil har haft via deres ROC.

Som du selv kan læse i dit uddrag; "DECC har **valgt*...", er den CfD der gives som kompensation for til de vindmøller, der hidtil er opført under den, især for havvindmøllerne, meget lukrative 20-årige RO-ordningen.

Ikke et resultat af individuelle udbud og prisforhandlinger.

Det er især landvindmølleejerne der brokker sig over at få deres støtte beskåret. De får jo som udgangspunkt også kun 1 ROC pr MWh af hvad havvindmøllerne får, og hvis DECC har tænkt sig at betale 160 øre/kWh indtil 15. år til havvindmøllerne, så har de ikke noget at brokke sig over.

Det korte af det lange er, at det er den britiske regering, via DECC, der har bestemt at havvindmølleparkerne skal have en, sammenlignet med andre markeder en meget høj pris, samtidig med at samme DECC ynder at påstå at atomkraften er billig, sammenlignet med den vindkraft, de selv overbetaler.

Spørgsmålet er hvad de britiske forbrugere så siger, når de om få år ser havmølleparker med kapacitetsfaktor 50-60 blive opstillet til 15.000 kr/kW og derunder i resten af verden - måske også i UK under en anden regering - længe inden de selv starter med betale de 81 øre/kWh i 35 år, til et anlæg som skal koste 44.000 kr/kW at anlægge?

  • 1
  • 0

Følg nu lidt med Søren, der er intet at forhandle om før ABWR-designet er certificeret. Ligesom EPRen.


Det modsiger jeg jo heller ikke.

Jeg siger jo bare, at der er ingen andre end EDF der udbyder akraft i UK - heller ikke Hitachi (da de foreløbig ikke har den vare som ville være relevant for dem at udbyde) - og der er som sagt ingen der siger at Hitachi vil være tilfredse med den CfD EDF nu får, når der tydeligvis ikke er nogen andre der vil være tilfredse med den pris.

  • 0
  • 0

Næ hov, designlevetiden på de store spilleres vindmøller er i dag 25 år. Verdens første havmøllepark (ved Vindeby) blev indviet for 22 år siden - 10 af de 11 møller fungerer stadig upåklageligt. http://www.dongenergy.com/da/forretningsak... Dengang var designlevetiden vel at mærke kun 20 år. I det hele taget viser vindmøller sig at leve længere end forventet.

Når det gælder prisen på havvind er den på vej ned. Kravet fra Tyskland og Storbritanien er, at havmøller skal kunne levere strøm til 75 øre/kWh i 2020, og det krav mener branchen godt den kan honorere. Vestas har eksempelvis sagt, at deres V164 mølle vil kunne leve havmøllestrøm 40% billigere end nogen kendte møller, når den kommer på markedet. Så kan man jo selv gange ud med Anholtparken osv.

Man lærte forøvrigt rigtigt meget af den dyre pris på Anholtparken, så udbudsrunden til Horns Rev III og Kriegers Flak er ændret dramatisk, for at få nogle lavere priser. Blandt andet er branchen langt mere involveret i forundersøgelserne.

  • 2
  • 0

Branden på Horns Rev 1...


...er helt og aldeles ligegyldig, uanset hvor meget retorik du forsøger at få ud af det.

Vattenfalls møller på Horns Rev I er forsikrede, så de får formentligt en ny.

Indtil da er kapaciteten på Horns Rev I nedsat med 1,2%.

Når sådan noget sker, lader man blot møllen brænde ud - og der er overhovedet ingen fare for hverken miljø eller de nærmeste beboere til Horns Rev I.

  • 4
  • 0

Det korte af det lange er, at det er den britiske regering, via DECC, der har bestemt at havvindmølleparkerne skal have en, sammenlignet med andre markeder en meget høj pris, samtidig med at samme DECC ynder at påstå at atomkraften er billig, sammenlignet med den vindkraft, de selv overbetaler.


Du missede lige den vigtige pointe at energiselskaberne mener støtten er for lav eller for kort. Der er måske ikke råd til O&M efter 15 år. DECC skal tjene offtentlighedens interesser, og de giver ikke mere til havvindenergi end nødvendigt. I landmøllernes tilfælde er de måske endda forfordelt, simpelthen fordi folk er trætte af dem.
http://www.mirror.co.uk/news/uk-news/horri...

Og så spørger jeg igen: Hvorfor kan CfDerne på forskellige energikilder ikke sammenlignes?

Spørgsmålet er hvad de britiske forbrugere så siger, når de om få år ser havmølleparker med kapacitetsfaktor 50-60 blive opstillet til 15.000 kr/kW og derunder i resten af verden - måske også i UK under en anden regering - længe inden de selv starter med betale de 81 øre/kWh i 35 år, til et anlæg som skal koste 44.000 kr/kW at anlægge?


Det er godt du er optimist Søren, de lever længere. Så må man håbe for dig at du lever længe nok til at se de kapacitetsfaktorer og priser. Det er nok ude på den anden side af ITER ;) Indtil da må vi venter på at vindmøllerne skal have en monsterbetaling på 130/kWh, langt mere end HPC.

  • 0
  • 3

Lige præcis! ;o)


Indtil da, lad os blive klogere på hvad kernekraft er for en størrelse i Frankrig. Det gælder også jer Stig og Anders.

Yder kernekraften primær frekvenskontrol?
Yder kernekraften sekundær frekvenskontrol styret fra RTE?
Er kernekraften indmeldt og brugt som balancekraft?
Bruges kernekraften til lastfølge?
Er dette inkluderet i kostprisen?

  • 0
  • 0

Har du nogensinde hørt et energiselskab sige det modsatte?


Ja!

In an interview with The Daily Telegraph, Mr de Rivaz dismissed reports that he had demanded as much as £165 per MWh – almost four times the current market price – as "utterly rubbish". He also denied that a headline price would be lowered by offloading the risk of cost overruns, insisting: "We are not asking the Government to take the construction risk."
http://www.telegraph.co.uk/finance/newsbys...

Som det allerede er gjort klart. HPC får væsentlig mindre end vindkraften.

Prisen blev ikke £165 per MWh, som du har skrevet ca. 100 gange. Construction risk er hos EDF og partnere, mens CfD-prisen reduceres ved opførsel af Sizewell C eller realiserede besparelser i byggefasen.

Ja Centrica trak sig ud og gik efter shale gas, mens kineserne kom ind og tog en bid langt større end hvad Centrica ville have.

  • 0
  • 3

Russerne og Koreanerne bygger KK for under 25 kkr/kW,så er vort problem ikke at der er alt for mange snyltere i energisektoren.?
Så sindsygt meget dyrere bliver det vel heller ikke at nøjes med mange mindre 500 MW,een eller to i hver region og så ejet af beboerne.
Jeg vil gerne og hvis Tsunamien eller dumheden rammer flytter jeg mig og mine hurtigt og piber ikke.
Indtil da kan vi så lave noget værdifuldt istedet for at spare og isolere og VEe .
Dem der eventuelt skal evakueres mister så heller ikke så meget.

  • 0
  • 0

Skyldes de afsindige engelske havmøllestrømspriser at den engelske dronning får et anseeligt beløb for havbundsleje eller er det en and?

  • 1
  • 0

Indtil da, lad os blive klogere på hvad kernekraft er for en størrelse i Frankrig. Det gælder også jer Stig og Anders.

Det er sjot som du gerne vil vælge og vrage. Når vi taler atomkraftværker, så må vi ikke bruge svenskes pålidelighed, finskes bygningsøkonomi og tidsplan (“Pioneerværk!”) eller fremtidige engelskes pris per kWh (“Pioneerværk. Eller noget…”), men skal bruge franske. Når vi taler vindkraftværker, så giver du os allernødigst lov til at bruge Danmarks uden sammenligning dyreste vindmøllepark, men så helst at vi bruger gaveboden ud fra den engelske kyst.

Men jeg vil faktisk meget gerne vide noget mere om de franske atomkraftværker. Jeg vil f.eks. meget gerne vide hvordan anlægøkonomien så ud for de franske atomkraftværker. Indtil 2004 var Électricité de France en del af den franske stat og det har været mig meget svært at opdrive noget information om hvordan atomkraftværkerne blev finansieret. Dog har jeg kunnet læse mig til at Messnerplanen førte til betydelig (og tilsyneladende uventet) overkapacitet, som medførte behov for nettoeksport og en forholdsvis stor gæld på 250 mia kroner i 1989. Og det er på trods af at kun 42 % af kapitalomkostningerne ved opførelsen af atomkraftkapaciteten skulle findes eksternt (50% blev åbenbart taget fra ÉdFs præ-atom-æra pengekasse og 8% reelt som en gave fra den franske stat). Og på trods af at de 58 atomreaktorer/63 GW kun kostede 500 mia 1993 kroner, hvilket er en helt urealistisk lav pris i dag, hvor selv med indregning af inflationen er det nye anlæg i England fire gange dyrere. Det svarer rundt regnet til at DONG brugte 5 mia af pengekassen og 1 mia i særlig gave fra staten til at opføre Anholt og derved kun skulle optage et lån på 4 mia og derved kunne tilbyde strømmen til markedspris. Eller sagt på en anden måde: Historien om den billige elektricitet i Frankrig i dag fortæller ikke noget om hvordan kapitalomkostningerne ved opførelsen blev finansieret…

http://www.alice.uni-oldenburg.de/download...

http://www.world-nuclear.org/info/Country-...

  • 2
  • 0

Det er sjot som du gerne vil vælge og vrage. Når vi taler atomkraftværker, så må vi ikke bruge svenskes pålidelighed, finskes bygningsøkonomi og tidsplan (“Pioneerværk!”) eller fremtidige engelskes pris per kWh (“Pioneerværk. Eller noget…”), men skal bruge franske. Når vi taler vindkraftværker, så giver du os allernødigst lov til at bruge Danmarks uden sammenligning dyreste vindmøllepark, men så helst at vi bruger gaveboden ud fra den engelske kyst.


Det eneste jeg skrev var at du skulle huske konteksten. Der er ikke megen grund til at lægge vægt på svensk availability, hvis man ikke har ældre upratede værker med en produktionsbegrænsning.

Når jeg skriver at finsk økonomi ikke gælder længere s er det fordi det er erfaringen. Seriebyggeri er endt i billigere værker, lavere byggetid og delte udgifter. Konkret kommer det til udtryk ved Sizewell C skal betale 3pund/MWh til HPC, hvor strike prisen sænkes til 89,5pund/MWh.

Du har set dene graf før, men du får den igen.
https://upload.wikimedia.org/wikipedia/com...

N4 er præcis hvor EPR er idag.

  • 0
  • 1

Har du nogensinde hørt et energiselskab sige det modsatte?

Ja! ...Mr de Rivaz....


Ja, det er jo ikke svært at finde nogen, der siger at det DE ANDRE får, er for meget.

Jeg spurgte selvfølgelig om du har hørt nogen sige det samme om det DE SELV får?

Når man hiver sutteflasken ud af munden på de vindmølleoperatører, der troede de skulle have 1 eller 2 ROC pr MWh i 20 år, så vil du naturligvis høre en enkelt eller to sige at det de får efterfølgende er for lidt, og evt true med at dekommissionere møllerne allerede efter 15 år.

...det er der dog næppe nogen der tror på de gør, når møllerne for længst er tilbagebetalt og står og producerer strøm til 1/5 af markedsprisen.

Men når Dong og Eon siger altså klart og tydeligt at de kan tilbyde havvindmøller til 65 og 75 øre/kWh inden 2020, og så er alt over denne pris for nye møller, til den tid, jo ikke desto mindre for meget, hvad enten det måtte skyldes bevidste markedsfejl, så som RO.

Og derfor er det jo heller ikke rigtigt, når du siger:

Som det allerede er gjort klart. HPC får væsentlig mindre end vindkraften.

For det første får landvindmøllerne jo allerede i dag betydeligt mindre end det HPC får, fra om mindst ti år og fremefter.

For det andet, vil de havvindmølleparker der installeres i 2020, til 65-75 øre/kWh eller derunder, være i drift inden HPC - og jeg tillader mig at tilføje LÆNGE inden - belært af de forsinkelser vi indtil videre har set med OL3, Flamanville 3 og mange andre lignende projekter.

Jeg tror næppe du skal forvente Mr de Rivaz komme ud og tilbyde MINDRE end de 81 øre/kWh, eller MINDRE end de 35 år, når både hav- og vindmøller til den tid idriftsættes langt billigere.

Jeg tror derimod du skal forvente et vræl, hvis DECC hiver sutteflasken ud af munden på ham, på samme måde som de har gjort for de (rigeligt forkælede) vindmølleoperatører i UK.

  • 3
  • 0

Men hvis A-kraft virkeligt bliver billigere, må vi jo tage debatten op igen. Indtil nu har finnerne fået en pris på omkring 10 mia euros, englændernes pris er den samme og det er samme pris man forventer for værket i Flamanville. Så hvornår begynder prisen egentligt at falde?

For to dage siden deltog jeg i Offshoreenergy's årsmøde. Jeg kan garantere dig for, at branchen regner med at kunne levere vindenergi på havet for 75 øre/kWh i år 2020.

  • 0
  • 0

Indtil da...


Er det overhovedet relevant at forholde os til, når det overhovedet ikke er muligt at beslutte et akraftværk, i den forventning at det kan producere noget inden da?

.

...lad os blive klogere på hvad kernekraft er for en størrelse i Frankrig. Det gælder også jer Stig og Anders.

Yder kernekraften primær frekvenskontrol?
Yder kernekraften sekundær frekvenskontrol styret fra RTE?
Er kernekraften indmeldt og brugt som balancekraft?
Bruges kernekraften til lastfølge?
Er dette inkluderet i kostprisen?


Er det overhovedet relevant at forholde os til kernekraften i Frankrig?

Denne er et 100% statsforetagende, som aldrig har skulle konkurrere på et bare nogenlunde liberalt elmarked, og du ikke har en chance for at komme med en rimelig sandfærdig redegørelse for hvad denne kapacitet har kostet, og hvor en stor del af dens finansiering, der er fedtet ind i militærbudgetter og andet skattefinansieret stads.

Anders og jeg har før påvist overfor dig, på baggrúnd af dine egne produktionstal, at fransk kernekraft under ingen omstændigheder leverer noget der svarer til begrebet "lastfølge".

Kernekraftens produktion viste klart, på baggrund af tallene, at leverer en døgnlast, der er stort set flad som en pandekage, i modsætning døgnlasten.

Det er med andre ord andre kilder, herunder udveksling med nabolandene, der står for udligningen mellem døgnforbrug og akraftens døgnproduktion.

Det du taler om, er at franskmændene har flere akraftværker i drift på den årstid hvor de forbruger mest, således at den samlede akraftproduktion nogenlunde følger sæsonvariationen.

Men det er jo igen totalt irrelevant, når det er utænkeligt at nogen i dag ville acceptere at sætte penge i et nyt akraftværk, som kunne se frem til kun at være i drift i 5-6 måneder eller mindre om året, eller for den sags skyld at skulle regulere sin produktion ned under 6.000 fuldlasttimer om året.

  • 3
  • 0

Man kunne jo også anskue det på denne måde: Selv hvis de nye EPR-værker viser sig at være tilstrækkeligt reguleringsstærke, så skal vi stadig have dækket det danske spidslastforbrug på 8000 MW, plus have et back-upværk, hvis de skulle levere varen. Værsågod: 6 danske A-kraftværker á 1600 MW til en pris på 75 mia stykket. 450 mia er da også en sjat penge, og nej, 5 kørende værker har ingen reel mulighed for at dække fjernvarmebehovet...

Frankrig kan ikke selv dække sit spidslastforbrug og de kan ikke skrue deres produktion ned på deres minimumforbrug. Frankrig er med andre ord dybt afhængige af udlandet for overhovedet at få deres elsystem til at fungere.

De franske A-kraftværker kører med en kapacitetsfaktor på gennemsnitligt 74%. Skulle de virkeligt køre lastfølge, ville de køre med en kapacitetsfaktor mellem 40 og 50%.

  • 3
  • 0

Anders, Stig og Søren.

Jeg spurgte:
Yder kernekraften primær frekvenskontrol?
Yder kernekraften sekundær frekvenskontrol styret fra RTE?
Er kernekraften indmeldt og brugt som balancekraft?
Bruges kernekraften til lastfølge?
Er dette inkluderet i kostprisen?

Vi I svare på dette? Gerne med Ja/Nej.

  • 0
  • 1

Yder kernekraften primær frekvenskontrol?
Yder kernekraften sekundær frekvenskontrol styret fra RTE?
Er kernekraften indmeldt og brugt som balancekraft?
Bruges kernekraften til lastfølge?
Er dette inkluderet i kostprisen?

I forhold til Reaktiv reserve er kernekraftværket vel det sammen som alle andre store anlæg med store generatorer..

Men kernekraft og balanceregulering til 75 Mia pr. 1600 Mw kapacitet det lyder lidt dyrt. Når en diesel eller naturgas generator koster 2 Mio/mw.

  • 1
  • 0

Ja, det bruger man A-kraften til i Frankrig.

Vil du så svare på:

1) Kan Frankrig dække sit eget spidslastforbrug af strøm?

2) Er Frankrig dybt afhængig af landene omkring sig, for at holde sit elsystem kørende til enhver tid?

  • 1
  • 0

Jeg spurgte:


...og jeg spurgte, er det overhovedet relevant at svare på?

.. i en debat om nye atomkraftværkeri UK, og eventuelt i Danmark.

Det eneste ved fransk atomkraft, der er nogenlunde relevant at forholde sig til i dag, er Flamanville 3.

Som enhver kan se, bliver det næppe denne reaktors fortjeneste, hvis franskmændene i fremtiden skal kunne fastholde en forholdsvis lav elpris for deres forbrugere.

... og det var jo heller de øvrige reaktorers fortjeneste, hvis disse både er finansieret over elregningen og skattebilletten, så indtil du har redegjort for det, kan jeg ikke se det relevante i at drage gamle franske akraftværker ind i debatten.

Et enkelt relevante spørgsmål vedrørende disse, kunne være:

Kan de konkurrere på elprisen i dag, ift alle de vindmøller vi installerede i eksempelvis 1996-2002, og som fortsat vil være i drift i de næste 10-20 år?

  • 1
  • 0

Hvad jeg anbefaler? Jeg anbefaler, at man holder op med at rose A-kraftens konstante produktion. Den er ligeså fiks som en supertanker til et speedbådsrace...

  • 3
  • 0

Hvis det i Frankrig er et meget stort problem at dække et peak behov - men hvor grundbehovet er dækket ind, så må det være et endnu endnu større problem når vinden går i nul i DK. Eller er der noget jeg har overset?

Måske har Frankrig også behov for timeaflæsere, hvis de ikke har det allerede.

Det er vel alt anden lige et (meget) mindre problem at der er en konstant produktion end nul produktion?

  • 0
  • 0

Vi har et Europaeisk el-marked, ikke en raekke nationale markeder.


Det er rigtigt. Men Stig har ret i at vinterpeaket er blevet meget stort i Frankrig. De er ret energiineffektive og de har meget elvarme. Elbehovet stiger eksplosivt ved temperaturfald. At man så har løst CO2-problemerne for 30 år siden, og derfor ikke har en masse gamle mølposelagte brunkulsværker fremstiller Stig så som et kernekraftproblem. :) Jeg vil nærmere mene at Frankrig ikke har kendt deres besøgstid mht. energieffektivisering.

I Danmark er vi ret unikke med vores fjernvarme, men dets økonomi og carbon factor er ved at blive smadret af PSO-møller der melder sig ind på elbørsen til langt under kostpris. Så vindmøllebranchens drøm om PSO-betalt strøm direkte i en dypkoger er måske tættere på end vi tror. Så får vi også et større vinterpeak.

  • 1
  • 0

Vi har et Europaeisk el-marked, ikke en raekke nationale markeder. Om Frankrig kan daekke sit eget el-behov er ikke mere vigtigt end om Lyngby-Taarbaek kan.

Mnjae, problemet med den flagtale er fodnoterne.

Det fælleseuropæiske energimarked existerer kun så længe der ikke opstår "national krise" et eller andet sted.

I samme øjeblik der opstår problemer i land X som kan mitigeres ved at reducere el-exporten, bliver den kappet, uanset hvilke kontrakter, aftaler, eller konsekvenser det har på den anden side af grænsen.

Mere "fælleseuropæisk" er energimarkedet ikke.

Selvfølgelig vil man hjælpe hinanden som bedst man kan, men i sidste ende er de systemansvarlige ansvarlige for deres eget net, udvekslingen med nabo-net er derimod blot en økonomisk optimering.

Men det er bestemt tankevækkende at det ikke er mere end ca. 80 år siden at el-balancen in Lyngby Taarbæk var et lokalt problem.

Dengang var der sikkert også gamle gnavpotter der havde problemer med at acceptere at folk helt nede i Hellerup skulle bestemme om de havde strøm eller ej :-)

  • 0
  • 0

Frankrig har ikke løst sit CO2 problem. Franskmændene udleder årligt 5,6 tons CO2 pr. indbygger. Man kan ikke løse CO2-problemet ved hjælp af elforsyningen, man er nødt til at se på hele energiforsyningen for at løse det problem.

  • 0
  • 0

I samme øjeblik der opstår problemer i land X som kan mitigeres ved at reducere el-exporten, bliver den kappet, uanset hvilke kontrakter, aftaler, eller konsekvenser det har på den anden side af grænsen.

Mere "fælleseuropæisk" er energimarkedet ikke.


Ja, dette er et reelt problem. Det er selvfølgelig nemmest at være dem med lastfølgeværker, nettoeksport og industrikunder der kan betales for nedlukning i sådan en situation.

Skulle der ske noget på det område så skulle øverste komepetence sidde i et EU-kontor. En ingeniørdrøm og et politisk mareridt.

  • 1
  • 0

Det er nu mere end 1% af tiden de ikke kan dække deres forbrug. Det er folks mulighed for at holde varmen der er på spil. Hvis du er i tvivl om, hvilken magt det giver, så kan du jo kigge lidt på Gazprom's succes med at lukke for naturgassen om vinteren.

I princippet har franskmændene også et problem med ikke at kunne regulere lasten langt nok ned, men det problem ville man nu hurtigt kunne løse i en krisesituation. Jo, det bliver nogle ordentlige varmekanoner, men det kan lade sig gøre.

Frankrig forventer forøvrigt et hurtigt voksende spidslastforbrug. Problemet er, at "fattige" franskmænd køber elvarmeapparater for at kunne holde varmen i deres utætte, uisolerede lejligheder. Godt for dem, men en illustration af, hvad det koster at levere øjeblikkeligt varmeforbrug via elsystemet. Det er derfor forskerne er så glade for ideen om, i stedet at benytte overskudsel til at levere varme til fjernvarmesystemet, fordi elforbruget og varmeforbruget her kan forskydes tidsligt i forhold til hinanden.

Men ak: Når man baserer sit elsystem på atomkraft, ender man i praksis uden fjernvarme. For værkerne skal langt væk fra de store byer, mens det er de store byer der har brug for fjernvarmen...

Atomkraft passer logistisk ikke til et VE-baseret energisystem. Det er en principiel mange ved atomkraft som viser sig på 3 planer:

1) For store produktionsenheder
2) For dårlig reguleringskraft
3) Forkert placering i forhold til fjernvarmesystemerne

  • 2
  • 1

@Troels,

Man kan bruge 526.000 kvadrat kilometer til solceller. 1011000 km2 til vindmølleparker (onshore) eller 1700 km2 et atomkraftværk på HP


Er tallet for atomkraftværket ikke i overkanten?
Nordeuropas største atomanlæg ved Ringhals fylder f.eks. ikke ret meget, og der er stort set ikke brugt areal, der kan bruges til landbrugsdrift.
Din kildres tal for sol og vind er sikkert korrekte, men det forekommer at der regnes med lidt for store arealer til atomenergien, som ofte anlægges lidt afsides.

  • 1
  • 3

Frankrig har ikke løst sit CO2 problem. Franskmændene udleder årligt 5,6 tons CO2 pr. indbygger. Man kan ikke løse CO2-problemet ved hjælp af elforsyningen, man er nødt til at se på hele energiforsyningen for at løse det problem.


Det er immervæk under det halve af, hvad en dansker udleder.
Du har ret i man skal se på hele energisystemet, og her spiller varmeforsyningen en stor rolle.
Men her kan atomenergien hjælpe med. El-varme kan bruges af alle - ikke kun af en lille eksklusiv kreds, der bor tæt ved at kraftvarmeværk.
At el-varme er billigt ses bedst når ole- eller gasfyret skal udskiftes.

  • 1
  • 4

Nej, det er bestemt ikke under halvdelen af, hvad en dansker udleder. Det er omkring 30% under danskernes udledning, men omkring 20% mere end svenskerne udleder. Tallene illustrerer, at meget andet end elforbruget driver CO2-udledningen.

Den danske elproduktion udledte 14 mio tons CO2 i 2012. Det tal illustrerer, at kul nok ikke er den mest miljøvenlige måde at lave strøm på...

  • 2
  • 0

Den danske elproduktion udledte 14 mio tons CO2 i 2012. Det tal illustrerer, at kul nok ikke er den mest miljøvenlige måde at lave strøm på...

Dertil skal man huske at dansk fossile værker fungerer som HELE nordens backup. Når regnen ikke vil falde i de norske reservoirs, når svenske atomkraftværker ikke vil leve op til atomkraftstilhængernes forudsigelser, vinteren er særlig kold og/eller, ja, hvis vindprocenten er lav et år, så er det danske kraftværker der leverer differencen.

Så denne vinter, med lave reservoirs og svenske atomreaktorer der strejker, der vil dansk elproduktions CO2 udledning være over gennemsnit, dansk eleksport vil være højere end gennemsnittet og den danske CEPOS-“vindeksport" vil være højere og mere værdifuld end gennemsnittet.

  • 5
  • 0

Til ideen om, at atomkraft kan bruges som elvarme (franskmændenes store problem). Har du nogen ide om, hvad det totale kapacitetsbehov bliver? Der er langt større varmekapacitet i Danmark end elkapacitet, så man ville ende med et elsystem med en rekordlav kapacitetsfaktor på årsbasis (selv med varmepumper). Det ville blive afsindigt dyrt.

Jeg bliver nødt til at gentage min forundring over, at folk tilsyneladende ikke har noget begreb om, hvad der gør et energisystem billigt henholdsvis dyrt???

  • 5
  • 0

Mnjae, problemet med den flagtale er fodnoterne.

Det fælleseuropæiske energimarked existerer kun så længe der ikke opstår "national krise" et eller andet sted.

I samme øjeblik der opstår problemer i land X som kan mitigeres ved at reducere el-exporten, bliver den kappet, uanset hvilke kontrakter, aftaler, eller konsekvenser det har på den anden side af grænsen.

Mere "fælleseuropæisk" er energimarkedet ikke.

Saa laenge netvaerkerne er forbundne er det ikke saadan bare at holde op med at eksportere. Det ville ogsaa vaere en skidt forretning fordi stroemmen i det tilfaelde ville kunne saelges meget dyrt. At kappe forbindelserne inden for et lille geografisk omraade som f.eks Sjaelland ville naesten med sikkerhed generere flere problemer end det ville loese.

Saa vidt jeg husker er Sjaelland koblet paa det skandinaviske net og Fyn/Jylland paa det Midteuropaeiske. Udover det kan der importeres/eksporteres noget via DC-kabler.

Der er EU-traktater det garanterer det frie EL-marked saa det er ikke kun et teknisk problem. Blandt andet for at leve op til traktaten er EL-produktion og EL-distribution skilt ad saa Energinet.dk er slet ikke el-producent.

Selvfølgelig vil man hjælpe hinanden som bedst man kan, men i sidste ende er de systemansvarlige ansvarlige for deres eget net, udvekslingen med nabo-net er derimod blot en økonomisk optimering.

Men det er bestemt tankevækkende at det ikke er mere end ca. 80 år siden at el-balancen in Lyngby Taarbæk var et lokalt problem.

Dengang var der sikkert også gamle gnavpotter der havde problemer med at acceptere at folk helt nede i Hellerup skulle bestemme om de havde strøm eller ej :-)

Det er den helt rigtige sammenligning. Det er ogsaa det der goer det saa underligt anakronistisk at hoere debatten om "Danmark" skal have A-kraft eller ej. Det er slet ikke et relevant spoergsmaal for Danmark er ikke El-producent. Hvilken type vaerker man bygger er noget el-producenter kan bekymre sig om.

  • 0
  • 0

Der er vel to betingelser for, at det kan "betale sig" at kappe elforbindelsen under en krise. Den ene er, at der skal være tale om så stort et geografisk område, så det er svært/umuligt at købe strømmen andre steder. Den anden betingelse er, at man selv skal sidde på noget der minder om et monopol på strømmen til området.

Taler vi om Frankrigs sårbarhed er den eneste reelle trussel, at Tyskland lukker for eksport af strøm til Frankrig om vinteren. Den ville til gengæld gøre ondt...

  • 2
  • 0

  • 0
  • 0

Stig,

der er ikke noget teknisk problem i at benytte kernekraft til fjernvarme. Ja det ville være DKs bedste mulighed for at få gjort energisystemet fri for CO2 og black carbon.

Reaktorer med 400MW termisk effekt kan kobles ind på de københavnske net uden at backupstørrelsen skulle ændres. Det svarer til under 10% af en EPRs termiske effekt.

  • 0
  • 0

Stig
Kig på danmarks energistrømme 2011 istedet for at beskylde os andre for at være dumme.
Lad KK-elværkerne lave strøm om dagen til transport,hospitaler drejebænke etc og så levere strøm (for en reel udgift på 2 øre /kWh) om natten til opvarmning,hvor det bliver koldere,samt varmer brugsvand op til næste dag,kan det med en meget lav mængde her og nu fossil,brænde,tro håb og kærlighed komme til at virke meget godt
Hvis det der med Petajoule og kW generer dig vil jeg gerne prøve at hjælpe

  • 0
  • 3

Lars

Hvis koreanere og russere kan lave KKværker for 25000/kW el hvad koster så en ren varmefidus.?,
Lad os i første omgang se bort fra fjernvarmetabet
Fueludgiften bliver under1 øre per kWh termisk.Inclusiv deponi

  • 0
  • 2

Der findes mig bekendt ingen producenter af 400 MW 3.die generations A-kraftværker, så det er en teoretisk indsigelse. Og den praktiske problematik gælder stadig: Ingen har lyst til at have A-kraftværker der, hvor der findes fjernvarme, så i praksis kan man ikke lave fjernvarme med A-kraft. Såvidt jeg husker er mindste model på 900 MW (Kinesisk reaktor, som man næppe vil benytte i Europa). Ellers er der Westinghouse' model på 1000 MW (den har tjekkerne bestilt, hvis det legalistiske ellers går i orden).

Lad os nu lige holde os til virkeligheden...

  • 0
  • 0

Niels skriver:

"Hvis det der med Petajoule og kW generer dig vil jeg gerne prøve at hjælpe"

Jeg vil mægtigt gerne vide, hvordan du omregner PJ til kW :-D

  • 1
  • 0

Kig på danmarks energistrømme 2011 istedet for at beskylde os andre for at være dumme. [...] så levere strøm (for en reel udgift på 2 øre /kWh)

Niels,

Det er svært ikke at grine højt, når du i en og samme nedladende kommentar kritiserer folk for ikke at holde sig til fakta og samtidig bruger en spekulativ kWh pris der er 40 gange lavere end dugfriske fakta tal fra England.

Strøm fra ny kernekraft koster 80 øre/kWh.

Dine gamle propagandatal fra 1950'er kan du stikke op hvor lyset ikke skinner.

  • 0
  • 0

Vi må vente til foråret 2015 med at finde ud af, hvad havmøllevind koster med de nye udbudsprincipper. Da skal buddene på Horns Rev III indløbe (og jo, den nye danske udbudsmodel er rigtig smart). Følg selv processen: http://www.ens.dk/en/supply/renewable-ener...

Det kunne være interessant også af få en pris med V164-møllerne. Måske kan det nås til Kriegers Flak?

Næste prisfastsættelse af A-kraft bliver Tjekkiet..

  • 1
  • 0

Der er vel to betingelser for, at det kan "betale sig" at kappe elforbindelsen under en krise. Den ene er, at der skal være tale om så stort et geografisk område, så det er svært/umuligt at købe strømmen andre steder. Den anden betingelse er, at man selv skal sidde på noget der minder om et monopol på strømmen til området.

Taler vi om Frankrigs sårbarhed er den eneste reelle trussel, at Tyskland lukker for eksport af strøm til Frankrig om vinteren. Den ville til gengæld gøre ondt...

Man kan ikke kappe forbindelsen med mindre man melder sig ud af EU. Og naar man foerst som nu er blevet en del af et stoerre net (og har skilt el-forsyning og el-produktion op i selvstaendige firmaet som kraevet af direktivet) er det ikke saadan at komme tilbage igen. Det ville svare til at Lyngby-Taarbaek skulle til at have selvstaendig elforsyning igen, det ville tage tid og det ville vaere dyrt.

Ogsaa, hvorfor afvise at saelge stroem naar den er dyr? Er der ingen her der tror paa markedsmekanismer laengere? A-krafttilhaengere kan da for pokker ikke vaere Marxister og planoekonomer allesammen.

  • 0
  • 0

Strøm fra vindmøller koster mindst 1,12 kr/kWh, baseret på PSO-priserne på de havmølleparker Tyskland Storbritanien opfører i dag.

Og oplagt nok er det heller ikke svaert at finde nogen der gerne vil opfoere og drive parkerne under de forhold.

Det underlige er at de der mener at KK kan producere stroem til 2 oere per kWh ikke staar io koe for at bygge reaktorer paa de betingelser. Det maa jo vaere en stensikker fidus. Hvorfor er det svaert at finde investorer til Britisk kernekraft? Er Siemens og de andre blevet vanvittige naar de traekker sig ud af et saa lukrativt marked eller er der problemer med loensomheden?

  • 2
  • 0

Strøm fra vindmøller koster mindst 1,12 kr/kWh, baseret på PSO-priserne på de havmølleparker Tyskland Storbritanien opfører i dag.


Så længe Dong Energy Horns Rev II, tjener 90-100 mio kr pr år, på en prisgaranti på 51,8 øre/kWh, selv med 304 mio kr afskriving pr år, så er alt over dette prisniveau kun et spørgsmål om HVOR MEGET vindmølleselskabet tjener.

Jeg udelukker ikke at EDF kan tjene penge på de 80 øre/kWh, men hvis det er en god forretning, så er jeg ret sikker på at Centrica ikke havde trukket sig fra projektet for et halvt år siden, fordi de ikke fandt sagen rentabel.

Det viser bare at Citigroups estimat, at prisen skulle være 161 £/MWh, for både at kunne yde et rimeligt return of investment, og en rimelig dækning for økonomisk risiko, ikke var helt ved siden af, for at kunne TILTRÆKKE investorer.

...i stedet for som nu at frastøde dem!

For med de priser der pt betales for havvindmøller i Tyskland og UK, er pengene jo helt klart bedre investeret i havmøllerne end i HPC.

Det understreges jo også tydeligt af at alle de udviklere der har forladt akraften de seneste par år, alle flokkes om at få lov at installere vindkraft i Tyskland og UK, såvel som i resten af Verden.

Udover disse, er det jo også interessant at se at EDF nu har erklæret at USA'nsk atomkraft ikke længere er et prioritetsområde, alt imens de lige har lagt en rammeordre på 750 MW hos Vestas, til opførelse i USA.

Disse kommer til at levere strøm til markedsprisen, plus en skatterabat (PTC) til en værdi af 13 øre/kWh, så med den indregnet, ender vi omkring det halve af HPC.

...og det behøvede EDF jo sjovt nok ikke 1½ år til at bestemme sig for. :-)

  • 6
  • 0

Hvorfor er det svaert at finde investorer til Britisk kernekraft? Er Siemens og de andre blevet vanvittige naar de traekker sig ud af et saa lukrativt marked eller er der problemer med loensomheden?

Svaret er vel at politikerne er blevet vanvittige så firmaerne ikke tør satse og investere.
For hvis politikerne bliver svage og eftergivende hvis nogen pisker en stemning op så kan investeringerne i disse store anlæg meget let være tabt. F. eks. har EON to næsten ens nybyggede 1 GW blokke stående, den i Holland kommer formentlig i drift, den i Tyskland gør formentlig ikke så det er en milliardinvestering der er tabt på den konto.

Risikoen er vel at Europa går glip af de teknologier der kan klare sig på markedsvilkår og må nøjes med svagere teknologier som til gengæld er gode til at lave et ordentlig sug i diverse statskasser!

  • 0
  • 0

Det kunne være interessant også af få en pris med V164-møllerne. Måske kan det nås til Kriegers Flak?


Egentlig kan jeg ikke se hvorfor V164 ikke også kan nå at være med i udbuddet til HRIII.

Til den tid har prototyperne jo for længst undergået alle de nødvendige tests for at dokumentere robusthed og effektivitet, og såfremt disse ikke falder helt skævt ud, så burde det være muligt for Vestas/MHI at producere 55 af slagsen, fra udbudsrunden er afgjort, til de skal opstilles på fundamenterne ude på Horns Rev.

  • 1
  • 0

Det er noget pjat, Oluf. Det er uhyre enkelt at skrue ned for sin produktion, hvorved man effektivt har kappet eksporten. Energinet har særdeles godt styr på, hvor strømmen i kablerne stammer fra.

EU er det mindste problem i den forbindelse. Her taler vi om en væsentlig krise mellem Frankrig og Tyskland.

  • 0
  • 0

Svaret er vel at politikerne er blevet vanvittige så firmaerne ikke tør satse og investere.
For hvis politikerne bliver svage og eftergivende hvis nogen pisker en stemning op så kan investeringerne i disse store anlæg meget let være tabt.


Det har du jo til dels ret i, og det er jo netop én af grundene til at Citigroup beregnede at det ville kræve en hel del mere end 80 øre/kWh, at sikre en dækning for økonomisk risiko, der er stor nok til at kunne tiltrække investorer.

For det er jo ikke et spørgsmål om de nuværende politikere er vanvittige, det er et spørgsmål om vi kan regne med at der ikke blandt de næste 45 års skiftende regeringer, findes en enkelt "vanvittig" regering, set med atomkraftindustriens briller.

  • 1
  • 0

V164 er medtaget i forundersøgelsesmaterialet (Ja ok, det skriver de ikke direkte, men de har medtaget en 8 MW mølle, med 164 meters rotordiameter og vægt der passer med Vestas tal). Alle medtagne løsninger er 3 MW, 3.6 MW, 4.0 MW, 6.0 MW, 8.0 MW og 10,0 MW. Med 8 MW løsningen regnes med 52 møller.

Nu er der af indlysende årsager ikke sat priser på, men når man ser på materialemængderne til fundamenter, møller osv ser 8 MW løsninger særdeles attraktiv ud. Også i en grad, så Vestas udmelding om 40% billigere vindmøllestrøm fra havmøller ikke ser helt urealistisk ud.

Men jeg tror lidt det bliver et dokumentationsræs. Når en aktør investerer så mange milliarder, vil man være sikker på, at Vestas kan levere varen. Det er jeg ikke sikker på Vestas kan nå til HRIII

  • 2
  • 0

Risikoen er vel at Europa går glip af de teknologier der kan klare sig på markedsvilkår og må nøjes med svagere teknologier som til gengæld er gode til at lave et ordentlig sug i diverse statskasser!

Hvilke statskasser er det der bliver suget fra? Jeg har hoert om garantipriser der bliver lagt paa elregninger men statsstoette er nyt for mig.

Nu du naevner det kommer jeg i tanke om at stater haefter for atomuheld da forsikringsfirmaer ikke vil roere omraadet til en pris der er til at betale men jeg tror ikke det er den type stoette du taenker paa?

  • 0
  • 0

Det er noget pjat, Oluf. Det er uhyre enkelt at skrue ned for sin produktion, hvorved man effektivt har kappet eksporten. Energinet har særdeles godt styr på, hvor strømmen i kablerne stammer fra.


Det er nu ikke helt rigtigt.

Der er uhyre stor forskel på at lukke forbindelsen til det øvrige marked, så man selv kan bestemme udbud i forhold til efterspørgsel, og bare at skrue ned for produktionen.

Det er jo helt OK at du som elproducent sænker sit udbud, hvis du synes elprisen er for lav. Dermed bliver det bare nogle andre (fra naboområderne) der kommer til at levere.

Hvis du kapper forbindelsen til naboområderne, kan du jo selv bestemme prisen, indtil den er så høj at folk begynder at sænke forbruget.

  • 1
  • 0

Det er noget pjat, Oluf. Det er uhyre enkelt at skrue ned for sin produktion, hvorved man effektivt har kappet eksporten. Energinet har særdeles godt styr på, hvor strømmen i kablerne stammer fra.

EU er det mindste problem i den forbindelse. Her taler vi om en væsentlig krise mellem Frankrig og Tyskland.

Hverken Frankrig eller Tyskland er elproducenter. Tyskland og Frankrig er stater i Europa. Elproducenter som E.ON, ERDF og Vattenfall kunne godt skrue ned men hvad skulle deres motiv vaere for at goere det?

Hvad hvis der kommer en vaesentlig krise mellem Avedoere og Nykoebing Falster? Tror vi Dong vil lukke for Avedoerevaerket for at skade Lolland-Falster?

  • 0
  • 0

Men jeg tror lidt det bliver et dokumentationsræs. Når en aktør investerer så mange milliarder, vil man være sikker på, at Vestas kan levere varen. Det er jeg ikke sikker på Vestas kan nå til HRIII


Og dog...

For aktøren kunne jo meget vel være Mitsubishi, som på det seneste er gået meget aktivt ind i de Europæiske havmølleparker, både på net-siden og på selve parkerne.

Det kan ligne en modig satsning at vælge V164, på baggrund af en enkelt test på Østerild, men på den anden side, Dong tegnede jo en rammeaftale på 600 stk SWT 6.0-154, allerede inden de havde set den køre med fuld rotorstørrelse.

Meget tyder på at det bliver V164 der skal installeres på 50% af Dogger Bank, da MHI allerede har forpligtet sig til at levere disse. Her er der jo tale om små 5.000 GW, så det ville jo være sund fornuft at installere de første 52 på en af disse "småparker" som HRIII, hvor man kan kurere eventuelle børnesygdomme tæt på Esbjerg havn, inden det bliver alvor ude midt på Nordsøen.

  • 3
  • 1

  • 0
  • 0

Ja, og Gazprom er også bare en virksomhed.

Hvis Gazprom lukker for gassen til Sct Petersborg eller Moskva er jeg sikker paa den Russiske regering vil soerge for at give ledelsen incitamenter til at faa aabnet for gassen igen. Tilsvarende hvis Dong, E.ON eller Vattenfall lukker for El-produktionen som chikane skal de Europaeiske myndigheder nok finde en maade at faa produktionen startet igen.

  • 0
  • 0

Jamen, du har da ret i, at man fra EU's side har gjort hvad man kan for at reducere risikoen for, at konflikter eskalerer. Men jeg tror du markant undervurderer, hvor hurtigt nationalstater kan sætte aftaler ud af kraft, hvis de bliver sure nok.

  • 0
  • 0

Jamen, du har da ret i, at man fra EU's side har gjort hvad man kan for at reducere risikoen for, at konflikter eskalerer. Men jeg tror du markant undervurderer, hvor hurtigt nationalstater kan sætte aftaler ud af kraft, hvis de bliver sure nok.

Men lige med elmarkedet er det stort set lige surt for alle parter hvis et land pludselig nationaliserer sine elvaerker og faelder masterne ved graensen. Det er dog ret sikkert netvaerket inde i landet der vil lide mest.

Europa er paa alle maader nu saa integreret at en konflikt mellem kernelande er ligesaa utaenkelig som vaebnet konflikt mellem Fyn og Jylland. Begge dele var et problem en gang men det er det ikke laengere.

  • 0
  • 0

Det kommer jo meget an på, om landet er domineret af ringnet eller linienet. Tyskland (og Danmark) benytter i udstrakt grad ringnet, og er derfor mindre sårbare overfor ledningsbrud, fordi de har flere forsyningsveje til det samme punkt.

  • 0
  • 0

Jeg udelukker ikke at EDF kan tjene penge på de 80 øre/kWh, men hvis det er en god forretning, så er jeg ret sikker på at Centrica ikke havde trukket sig fra projektet for et halvt år siden, fordi de ikke fandt sagen rentabel.

Det viser bare at Citigroups estimat, at prisen skulle være 161 £/MWh, for både at kunne yde et rimeligt return of investment, og en rimelig dækning for økonomisk risiko, ikke var helt ved siden af, for at kunne TILTRÆKKE investorer.

...i stedet for som nu at frastøde dem!


Du har ret Søren, kontrakten giver ikke carte blanche til at plukke forbrugerne. Foruden at være langt billigere end vindkraften, så skal overskuddet over et vist niveau deles med forbrugerne, ligesom forbrugerne tilgodeses hvis der bygges ved Sizewell.

"Gain share arrangements where savings made on the construction of Hinkley Point C or on refinancing or equity sales that increase investors’ realised equity returns beyond a certain point would be shared."

Centrica ville hellere investere i andet der giver et større afkast, f.eks. deres kerneområde, dash for gas også the great green rip off, hvor havmøller kan opstilles til 130øre/kWh (indeksreguleret) også pilles ned med det samme støtten forsvinder.

Centricas 20% post blev byttet med det dobbelte hos kineserne.

  • 0
  • 0

Hvis koreanere og russere kan lave KKværker for 25000/kW el hvad koster så en ren varmefidus.?,
Lad os i første omgang se bort fra fjernvarmetabet
Fueludgiften bliver under1 øre per kWh termisk.Inclusiv deponi


Priser kender jeg ikke, og der er kun få/ingen reaktorer på markedet i det effektområde. Men der er andre muligheder. Det nemmeste og billigste er nok at gafle et forskningsprojekt ala MYRRHA, PALLAS, ASTRID, ALFRED. Vi er allerede med i visse projekter på andre måde end at være vært for reaktorer. En reaktor i DK ville ikke behøve at skulle tryksættes eller komme over 100 grader i sekundærkredsen. Der er jo ingen turbine eller generator.

En anden metode kunne være en tungvandsreaktor ved lavt tryk. Brugt brændsel fra almindelige LWR-reaktorer kan bruges her. Det eneste krav er at det varme tungvand skal over en veksler. Omrokering af brændslet kan ske under drift og fissionsprocessen kan lukkes ved at skylle igennem med let boronvand. Det elegante ved sådan en reaktor er at brændslet aldrig bliver danskt. Det sejles hertil for behandling og afleveres igen hvor dele af plutoniumet og transuranerne er fissioneret eller transmuteret. Alle vinder.

  • 1
  • 0

Og den praktiske problematik gælder stadig: Ingen har lyst til at have A-kraftværker der, hvor der findes fjernvarme, så i praksis kan man ikke lave fjernvarme med A-kraft. S


Det har jeg vist allerede svaret på. Fortum vil gerne i Helsinki.
http://www.hightechfinland.com/direct.aspx...

EPR kan udemærket leveres med co-generation turbine. ALSTOMs Arabelle turbine er forberedt til det.
http://www.alstom.com/Global/Power/Resourc...
Jeg ved ikke Siemens eller Donfang, der også har leveret til EPR-reaktorer.

  • 1
  • 0

Fjernvarme der transporteres 77 kilometer til Helsinki er unægteligt en ny ide. Gad vide hvad det koster?

Jeg gætter på det er så dyrt, at løsningen kun kan blive interessant ved storbyer. Måske København og Aarhus i Danmark. Hvad så med resten af fjernvarmen?

Det er og bliver 3 principielle ulemper ved A-kraft Lars. Ulemperne kan naturligvis overvindes, hvis det er ligegyldigt, hvad det koster, men til realistisk omkostningsniveau har jeg svært ved at se ideen i A-kraft til 50 mio Dkk pr. MW. Det overbeviser mig ikke, at finnerne vil flytte fjernvarme 77 kilometer....

  • 0
  • 0

Jeg gætter på det er så dyrt, at løsningen kun kan blive interessant ved storbyer. Måske København og Aarhus i Danmark. Hvad så med resten af fjernvarmen?


Den har vindkraften jo aflivet med de lavt indmeldte priser der bare toppes op med PSO. Defacto-falliten er kun noget der undgås ved at forbrugerne er stavnsbundne.

Det overbeviser mig ikke, at finnerne vil flytte fjernvarme 77 kilometer....


Det mente Fortum var en god ide. Men nu blev det så Fennovoima og TVO der fik retten til nye kernekraftværker. Og Helsinki varmes fortsat med kul.

  • 1
  • 3

Selv med PSO er samtlige danske møller billigere end de nye britiske A-kraftværker. Eneste mulige undtagelse er Anholt, men det afhænger af den fremtidige prisudvikling på elektricitet samt renten, hvilket af de to projekter der reelt er dyrest for forbrugerne pr. kWh. Men begge projekter er med sikkerhed absurd dyre for forbrugerne.

Horns Rev III gætter jeg på ender omkring 80 øre/kWh for de første 50.000 fuldlastimer, Kriegers Flak nede omkring 60 øre/kWh? Men det må vi jo komme tilbage til i løbet af 2015, når de endelige kontrakter underskrives....

  • 3
  • 1

  • 4
  • 2

Det elegante ved EU direktiverne er at Elproducenter ikke maa vaere Eldistributoerer og omvendt. En Elproducent kan skrue ned for produktionen men Eldistributoeren staar for forbindelsen til omverdenen, kunder og andre producenter og vil ikke have noget incitament til at skaere forbindelsen.


Energinet.dk kan til enhver tid afbryde for leverancen til f.eks. Tyskland, hvis det jyske net er ved at kollapse og de vurderer at det kan redde det jyske net at der afbrydes. At store dele af det nordlige Tyskland bliver mørkt, fordi deres net kollapser, er underordnet. På samme måde kan tyskerne til enhver tid afbryde leverancen på deres side...

Sidst Sjælland gik i sort, skyldtes det at svenskerne afbrød for forbindelsen mellem Sjælland og Sverige i et forsøg på at holde deres eget net kørende...

  • 1
  • 0

Det elegante ved EU direktiverne er at Elproducenter ikke maa vaere Eldistributoerer og omvendt. En Elproducent kan skrue ned for produktionen men Eldistributoeren staar for forbindelsen til omverdenen, kunder og andre producenter og vil ikke have noget incitament til at skaere forbindelsen.


Energinet.dk kan til enhver tid afbryde for leverancen til f.eks. Tyskland, hvis det jyske net er ved at kollapse og de vurderer at det kan redde det jyske net at der afbrydes. At store dele af det nordlige Tyskland bliver mørkt, fordi deres net kollapser, er underordnet. På samme måde kan tyskerne til enhver tid afbryde leverancen på deres side...

Sidst Sjælland gik i sort, skyldtes det at svenskerne afbrød for forbindelsen mellem Sjælland og Sverige i et forsøg på at holde deres eget net kørende...

  • 0
  • 0

Det elegante ved EU direktiverne er at Elproducenter ikke maa vaere Eldistributoerer og omvendt. En Elproducent kan skrue ned for produktionen men Eldistributoeren staar for forbindelsen til omverdenen, kunder og andre producenter og vil ikke have noget incitament til at skaere forbindelsen.


Energinet.dk kan til enhver tid afbryde for leverancen til f.eks. Tyskland, hvis det jyske net er ved at kollapse og de vurderer at det kan redde det jyske net at der afbrydes. At store dele af det nordlige Tyskland bliver mørkt, fordi deres net kollapser, er underordnet. På samme måde kan tyskerne til enhver tid afbryde leverancen på deres side...

Sidst Sjælland gik i sort, skyldtes det at svenskerne afbrød for forbindelsen mellem Sjælland og Sverige i et forsøg på at holde deres eget net kørende...

  • 0
  • 0

Energinet.dk kan til enhver tid afbryde for leverancen til f.eks. Tyskland, hvis det jyske net er ved at kollapse og de vurderer at det kan redde det jyske net at der afbrydes. At store dele af det nordlige Tyskland bliver mørkt, fordi deres net kollapser, er underordnet. På samme måde kan tyskerne til enhver tid afbryde leverancen på deres side...

Sidst Sjælland gik i sort, skyldtes det at svenskerne afbrød for forbindelsen mellem Sjælland og Sverige i et forsøg på at holde deres eget net kørende...

Naturligvis lukker en distributoer forbindelsen i den situation, det ville jo ikke hjaelpe at vente til distributoerens eget ned broed sammen for resultatet ville blive det samme. Det er bare ikke den type afbrydelser der blev talt om, det var afbrydelser for bevidst at skade en nabo eller at drive prisen paa stroem op. Det har distributoererne ingen interesse i.

At lukke forbindelsen naar nettet er overbelastet svarer til at lukke et kraftvaerk i en fejlsituation. Det er en noedforanstaltning og maaden man beskytter sig mod det paa er at forbedre forsyningsnettene og dermed forbinde produktionsenheder der supplerer hinanden. En anden reguleringsmetode er at koble forbrug ud men det er aldrig saerligt populaert.

  • 1
  • 0

Det med at koble forbrug ud kender de jo en del til i Frankrig, især i Nordfrankrig. I det hele taget er det franske elnet usædvanligt let at "vælte" i forhold til det vi kender fra Danmark.

  • 0
  • 0

Fuel costs for power by end-August, according to KEPCO, were 24 øre per kilowatt-hour (kwh) for nuclear, 33 øre/kwh for coal, 85 øre/kwh for LNG and 115 øre/kwh for oil.

Er det inklusiv alt?


Nej, men det er næppe heller kun "Fuel costs", som citatet lyder.

Der er højest sandsynligt tale om marginalomkostningen for at generere energien fra et eksisterende kraftværk, frem for at lade være.

Den totale CoE, inklusiv kapitalomkostninger, er jo langt højere, men man får jo ikke pengene tilbage for at have opført værket, bare fordi man lader være med at bruge det.

Hvis de opgiver at bruge akraftværket, kan der fremover spares brændsel, affaldshåndtering samt teknisk vedligehold og lønudgifter til drift-bemandingen, som meget vel stemmer med de 24 øre/kWh KEPCO angiver for at fortsætte med elproduktionen.

Men renter, afdrag, bemanding på det nedlukkede værk i et par årtier, nedrivning osv, skal jo betales uanset om de producerer el eller ej.

  • 1
  • 0

"Prisen er ok. Men hvad i alverden gør englænderne om natten og i vinterhalvåret ?"

PHK: "Jeg anbefaler ikke løsningen, jeg kunne bare ikke få Troels vilde tal til at passe."

De oprindelige tal stammer fra det engelske energiministerium og ikke mig. Hvis jeg har lavet fejl i omregningen mellem acres og km2, er det imidlertid mit ansvar. Det originale kan ses her:

https://www.facebook.com/photo.php?fbid=10...

https://www.facebook.com/bjornlomborg/post...

Tallene er 430 acres for KK på HP, tilsvarende tal er 130000 for solceller og 250000 for onshore vind.

Vh Troels

  • 1
  • 0

Du rammer sømmet lige på hovedet her... ;-)


For det første, så er Centricas jerneforretning gas, hvoraf de netop er gået ind shale gas -også i USA hvor de pønser på LNG. Dernæst har de lige hævet prisern 10%, perfekt timet op til vinter. Der var så ikke råd til et "big bet" på kernekraft, når der er sat et maksimum på fortjensten i HPC og det ikke giver et hedgefond-godkendt positivt cash flow på under 10 år. Det er uværdigt Søren at du skal opfinde din egen virkelighed. Centrica ER en gasvirksomhed, EPR og ældre franske værker KAN køre lastfølge.

At du så tager Centrica-ågeriets parti og hygger dig med en masse smileys over at forbrugere og klimaet skal lide under vindkraftens overpriser, fremmer jo heller ikke noget.

  • 3
  • 1

For det første, så er Centricas jerneforretning gas, hvoraf de netop er gået ind shale gas -også i USA hvor de pønser på LNG. Dernæst har de lige hævet prisern 10%, perfekt timet op til vinter. Der var så ikke råd til et "big bet" på kernekraft, når der er sat et maksimum på fortjensten i HPC og det ikke giver et hedgefond-godkendt positivt cash flow på under 10 år. Det er uværdigt Søren at du skal opfinde din egen virkelighed. Centrica ER en gasvirksomhed, EPR og ældre franske værker KAN køre lastfølge.


Jamen føj da, det kan vi jo ikke ha'! ...så lad os da lige se på hvem der er i gang med at opfinde sin egen virkelighed her.

Eksempelvis din selvopfundne udlægning af årsagen: "Der var så ikke råd til et "big bet" på kernekraft, når der er sat et maksimum på fortjensten i HPC og det ikke giver et hedgefond-godkendt positivt cash flow på under 10 år."

Har du dokumentation for den udlægning?

...eller skal vi anse den for uværdig, indtil du har tilbagevist at Centrica's egen udlægning af årsagen var, citat: "the project costs in new nuclear have increased and the construction timetable has extended"...?

Derefter bør du lige påpege hvor har JEG har udtalt mig om, hvad der er Centrica's kerneforretning (formoder jeg der skal stå).

Jeg meldte mig jo blot enig i din påstand om at "Centrica ville hellere investere i andet der giver et større afkast..." (hvilket jo ikke nødvendigvis har noget med deres kerneområde at gøre) end atomkraft.

... og dokumenterede så en række eksempler, som viser dig at de, siden de sidst har investeret i et gaskraftværk eller et atomkraftværk, har installeret en hel del vindkraft, både til lands og til vands, og at de helt konkret er igang med at udvikle de først 2,2 GW ud af ca 6 GW på Celtic Array, i samarbejde med Dong Energy.

Er det usandt, Lars? ........eller er det bare ilde hørt, siden du reagerer sådan?

Og inden du kommer galt af sted med at opfinde din egen uværdige virkelighed, om hvad der er Centrica's kerneforretning, kan jeg da se på Centrica's hjemmeside at Centrica ikke har ét men fire kerneområder:

  • British Gas
  • Centrica Energy
  • Centrica Storage
  • Direct Energy

...hvoraf Centrica Energy er det kerneområde der er relevant, når vi diskuterer hvilken ELKRAFT Centrica helst vil investere i.

Hvis du mener vi skal fordybe os i den sandfærdige virkelighed (og ikke den du selv har opfundet), så kunne du jo selv henvise til Centrica Energy's aktuelle investeringsplaner - og tag da bare de andre tre selskabers investeringsplaner med - så vi alle kan få syn for hvad Centrica helst vil investere i.

Og hvad angår virkeligheden om de franske akraftværker, så har jeg minsandten heller ikke påstået noget om hvad disse KAN, men blot konstateret - på baggrund af dine egne tal - hvad de GØR, eller rettere IKKE GØR....herunder at køre lastfølge.

At køre lastfølge er ikke at have flere kraftværksblokke i drift om vinteren end om sommeren, men at følge døgnlasten! - og det viser de produktionsdata du indtil videre har præsenteret os for, at fransk atomkraft i hvert fald IKKE GØR.

Det er med andre ord din egen "selvopfundne virkelighed" at franske akraftværker kører lastfølge, i lighed med dine utallige påstande om "subsidiefri akraft". ;-)

At du så tager Centrica-ågeriets parti og hygger dig med en masse smileys over at forbrugere og klimaet skal lide under vindkraftens overpriser, fremmer jo heller ikke noget.


Det er al ære og respekt værd, at du tager forbrugernes parti mod det skrækkelige "Centrica-ågeri".

Det skal du ha'!

Så må vi jo håbe du også tager forbrugernes parti, når EDF og regeringen nu binder dem til 81 øre/kWh 45 år ud i fremtiden - når Centrica allerede i dag leverer vindkraft fra landvindmøller til 60-70 øre/kWh - og også når Centrica om få år begynder at idriftsætte GW-vis af havvindkraft, BILLIGERE og FØR end HPC kommer i drift.

  • 3
  • 2

Søren Lund, jeg tror at din caps lock kom til at sætte sig fast ved et uheld.

Du sammenligner æbler og pærer. En fremtidig og ubevist pris på energi som vinden blæser inkl hvad præcist?, sammenlignet med hvad den engelske regering "tror" om energiprisen i fremtiden, ja 35 år ud i fremtiden. Man kan godt lave mad eller køre en forretning med strøm fra et KK værk. Det kan man ikke med en vindmøllepark, medmindre at man kun vil have varm mad når vinden blæser nok, eller kan nøjes med at køre sit jernstøberi der. Sådan fungerer verden ikke.

Så kan man altid finde en sammenligning der passer med ens kæphest.

Hvor mange GW havvind bygger kinøjserne sammenlignet med KK?

Vh Troels

  • 2
  • 4

"Der var så ikke råd til et "big bet" på kernekraft, når der er sat et maksimum på fortjensten i HPC og det ikke giver et hedgefond-godkendt positivt cash flow på under 10 år."

Har du dokumentation for den udlægning?

...eller skal vi anse den for uværdig, indtil du har tilbagevist at Centrica's egen udlægning af årsagen var, citat: "the project costs in new nuclear have increased and the construction timetable has extended"...?


Hvad vil du have jeg skal dokumentere? At de bruger mange penge på skifergas-væddemålet, eller at de som utility fravælger HPC og køber noget der producerer som vinden blæser og kan pilles ned når den skyhøje støtte-sats forsvinder?

Centrica opfører sig ekemplarisk dårligt som leverandør. Prisen for at opnå effektiviseringer gennem konkurrence er pillet fulldstændig ud af den såkaldte liberalisering. Et utility bør ikke kun en en virksomhed med formålsparagraf der hedder "tjen penge". Når det ikke ses som en opgave at vælge langsigtede patikel-frie og CO2-lette løsninger der både er billigere og understøttende for forsyningen med høj availability, lastfølgeevne, balancekraft og frekvenskontrol.

Jeg kan kun tanke om en ting der er værre. Ingeniører der bevidst hiver batterierne ud af både den silicium- og carbonbaserede lommeregner når de bliver gjort opmærksom på at vindmøller ikke er en universalløsning uden en hurtigere, billigere og mere forsyningssikker alternativinvestering.

Det ville være en drøm hvis ingeniører fik samme ansvar som læger. Både med et etisk løfte, en risiko for at miste retten til arbejde i faget ved gentaget sjusk og en procedure for at se om de tjerner andres interesser for egen vindings skyld.

Og hvad angår virkeligheden om de franske akraftværker, så har jeg minsandten heller ikke påstået noget om hvad disse KAN, men blot konstateret - på baggrund af dine egne tal - hvad de GØR, eller rettere IKKE GØR....herunder at køre lastfølge.

At køre lastfølge er ikke at have flere kraftværksblokke i drift om vinteren end om sommeren, men at følge døgnlasten! - og det viser de produktionsdata du indtil videre har præsenteret os for, at fransk atomkraft i hvert fald IKKE GØR.


Søren, du får lige gentagelse af mindst fire links der nævner lastfølgen i Frankrig, hvor af 2 er fra Anders.

"Der var så ikke råd til et "big bet" på kernekraft, når der er sat et maksimum på fortjensten i HPC og det ikke giver et hedgefond-godkendt positivt cash flow på under 10 år."

Har du dokumentation for den udlægning?

...eller skal vi anse den for uværdig, indtil du har tilbagevist at Centrica's egen udlægning af årsagen var, citat: "the project costs in new nuclear have increased and the construction timetable has extended"...?


Hvad vil du have jeg skal dokumentere? At de bruger mange penge på skifergas-væddemålet, eller at de som utility fravælger HPC og køber noget der producerer som vinden blæser og kan pilles ned når den skyhøje støtte-sats forsvinder?

Centrica opfører sig ekemplarisk dårligt som leverandør. Prisen for at opnå effektiviseringer gennem konkurrence er pillet fulldstændig ud af den såkaldte liberalisering. Et utility bør ikke kun en en virksomhed med formålsparagraf der hedder "tjen penge". Når det ikke ses som en opgave at vælge langsigtede patikel-frie og CO2-lette løsninger der både er billigere og understøttende for forsyningen med høj availability, lastfølgeevne, balancekraft og frekvenskontrol.

Jeg kan kun tanke om en ting der er værre. Ingeniører der bevidst hiver batterierne ud af både den silicium- og carbonbaserede lommeregner når de bliver gjort opmærksom på at vindmøller ikke er en universalløsning uden en hurtigere, billigere og mere forsyningssikker alternativinvestering.

Det ville være en drøm hvis ingeniører fik samme ansvar som læger. Både med et etisk løfte, en risiko for at miste retten til arbejde i faget ved gentaget sjusk og en procedure for at se om de tjerner andres interesser for egen vindings skyld.

Og hvad angår virkeligheden om de franske akraftværker, så har jeg minsandten heller ikke påstået noget om hvad disse KAN, men blot konstateret - på baggrund af dine egne tal - hvad de GØR, eller rettere IKKE GØR....herunder at køre lastfølge.

At køre lastfølge er ikke at have flere kraftværksblokke i drift om vinteren end om sommeren, men at følge døgnlasten! - og det viser de produktionsdata du indtil videre har præsenteret os for, at fransk atomkraft i hvert fald IKKE GØR.


Søren, du får lige gentagelse af mindst fire links der nævner lastfølgen i Frankrig.

"Der var så ikke råd til et "big bet" på kernekraft, når der er sat et maksimum på fortjensten i HPC og det ikke giver et hedgefond-godkendt positivt cash flow på under 10 år."

Har du dokumentation for den udlægning?

...eller skal vi anse den for uværdig, indtil du har tilbagevist at Centrica's egen udlægning af årsagen var, citat: "the project costs in new nuclear have increased and the construction timetable has extended"...?


Hvad vil du have jeg skal dokumentere? At de bruger mange penge på skifergas-væddemålet, eller at de som utility fravælger HPC og køber noget der producerer som vinden blæser og kan pilles ned når den skyhøje støtte-sats forsvinder?

Centrica opfører sig ekemplarisk dårligt som leverandør. Prisen for at opnå effektiviseringer gennem konkurrence er pillet fulldstændig ud af den såkaldte liberalisering. Et utility bør ikke kun en en virksomhed med formålsparagraf der hedder "tjen penge". Når det ikke ses som en opgave at vælge langsigtede patikel-frie og CO2-lette løsninger der både er billigere og understøttende for forsyningen med høj availability, lastfølgeevne, balancekraft og frekvenskontrol.

Jeg kan kun tanke om en ting der er værre. Ingeniører der bevidst hiver batterierne ud af både den silicium- og carbonbaserede lommeregner når de bliver gjort opmærksom på at vindmøller ikke er en universalløsning uden en hurtigere, billigere og mere forsyningssikker alternativinvestering.

Det ville være en drøm hvis ingeniører fik samme ansvar som læger. Både med et etisk løfte, en risiko for at miste retten til arbejde i faget ved gentaget sjusk og en procedure for at se om de tjerner andres interesser for egen vindings skyld.

Og hvad angår virkeligheden om de franske akraftværker, så har jeg minsandten heller ikke påstået noget om hvad disse KAN, men blot konstateret - på baggrund af dine egne tal - hvad de GØR, eller rettere IKKE GØR....herunder at køre lastfølge.

At køre lastfølge er ikke at have flere kraftværksblokke i drift om vinteren end om sommeren, men at følge døgnlasten! - og det viser de produktionsdata du indtil videre har præsenteret os for, at fransk atomkraft i hvert fald IKKE GØR.


Søren, du får lige gentagelse af mindst fem links der nævner lastfølgen i Frankrig. Stig har accepteret dette, Anders kom selv med 2 af disse links. Så der er vist kun dig der mener "at have læst noget af en graf", og det er jo gået galt før flere gange, hvoraf du en gang mente synet ikke var så godt længere :) Her er lidt medicin til dit snæversyn.

http://www.iaea.org/NuclearPower/Downloada...

http://www.oecd-nea.org/nea-news/2011/29-2...

http://www.neimagazine.com/features/featur...

http://www.world-nuclear.org/info/Country-...

http://www.alice.uni-oldenburg.de/download...

Så jeg spørger igen: Når frankrig kører deres kernekraft med nedsat energy availability(nedlukkede værker har ingen energy availability) for at reservere kraft til frekevenskontrol. og derefter kører kapacitetsfaktoren yderligere ned for at følge forbruget og stadig er billigere end os, er det så lastfølge?

  • 0
  • 1

Det er lidt sjovt at se denne definitionsdebat om, hvornår noget er lastfølge, og hvornår det ikke er. Kan vi ikke bare undlade ordet og i stedet konstatere, at de franskek-værker regulerer produktionen op og ned nogenlunde i takt med forbrugt, men sådan at de procentuelt regulerer mindre end forbruget varierer.

Problemet i at begynde at påstå det er lastfølge at tage 20% af variationen når man dækker 80% af forbuget er vel, at så kan man også begynde at påstå vindmøller kører lastfølge, for de producerer statistisk set mindst om natten hvor forbruget er lavest og statistisk set mest om vinteren, hvor forbruget er højst. Jeg mener det devaluerer begrebet lastfølge, at bruge det om den ret lave reguleringsgrad de franske k-værker har.

Omvendt er det heller ikke fair at sige værkerne kører på "fuld knald" hele tiden, for så ville de formentligt have en gennemsnitlig kapacitetsfaktor omkring 85% - i virkeligheden ligger den omkring 74%. Så en vis variation er der da. Men skulle k-værkerne køre fuld lastfølge, ville deres kapacitetsfaktor være langt lavere - mellem 40 og 50%, faktisk.

  • 1
  • 0

Du sammenligner æbler og pærer.


Troels - min caps-lock virker som den skal, men man er jo åbenbart nødt til fremhæve visse ord, når man eksempelvis får lagt ord i munden om hvad franske akraftværker kan, trods man kun har udtalt sig om hvad de gør.

Det er jo heller ikke mig der insisterer på kun at sammenligne atomkraften med det aktuelt dyreste alternativ man kan finde, så jeg sammenligner faktisk prisen for HPC med både den aktuelle pris for britiske landvindmøller (som afregnes med 1 ROC pr MWh og ikke 2), og med de priser som udviklerne selv forventer at havmølleparkerne koster inden 2020.

Dong Energy og Eon har meldt ud at de forventer at kunne opføre havmølleparker til 75 og 65 øre/kWh, og Vestas har beregnet at V164 vil sænke omkostningerne for havmølleparker med 40% ift de havmølleparker der idriftsættes i dag.

Det er jo rigtigt at især briterne pt betaler en meget høj pris for havmøllestrøm, men det er jo kun de første få GW af en teknologi der er ved at blive skubbet i gang.

Mon ikke også de første få GW akraftværker i 150-400 MW enheder var temmeligt dyre, sammenlignet med de 1,2-1,6 GW enheder man bygger i dag?

De havmølleparker, som i dag er baseret på møller der grundlæggende er dimensioneret til at stå på land, og som briterne, tyskerne og for Anholts vedkommende også danskerne, hidtil har betalt dyrt for, har jo også banet vejen for de meget store møller og installationsskibe, som er designet til at effektivisere energiproduktionen og reducere omkostningerne for den næste generation vindmølleparker, som så skal kvittere med langt større mængder energi til langt lavere pris.

De priser du kalder "ubeviste" er baseret på faktiske beregninger, og selvom du helst ikke vil tro på dem før du selv har set dem, så er det på baggrund af samme beregninger koreanerne nu masseproducerer installationsskibe som Pacific Orca, mens Siemens, Vestas, Mitsubishi, Samsung, Alstom m.fl. nu kappes om at udvikle møller i 6-8 MW størrelse, udelukkende optimeret til havmølleparker.

Horns Rev II har allerede bevist, at havvindmøller kan opføres rentabelt for 51,8 øre/kWh. Ellers havde pensionsselskaberne ikke købt deres andele i den, og du ved udmærket godt at det ikke er fordi den stå i den er bygget i den danske del af Nordsøen, i stedet for den britiske, at den er så meget billigere end de britiske parker.

Næste generation bliver langt mere kost- og energieffektive end Horns Rev II, og med betydeligt større konkurrence, både blandt mølleproducenter og opstillingsfartøjer, så vil man jo nok også se de 51,8 øre/kWh blive udfordret.

  • 2
  • 0

Jamen, jeg er meget enig med Tyskland og England. Hvis prisen på havvind ikke kommer under 75 øre/kWh inden 2020, så stopper festen. Men prisen vil falde til under målsætningen.

Angående prisen på landmøller, så leverer nyopførte landvindmøller i dag til en pris på omkring 45 øre/kWh. Det er ikke en eller anden hypotetisk pris og der skal ikke lægges PSO-afgift eller andet gejl oveni, for det er inkluderet. Det er nettilslutninger, netforstærkninger, tilkørselsveje og andet relevant også.

Alligevel kan de 3 vindmøller ved Hvide Sande finansiere havneudvidelsen til 150 millioner kroner. Og når møllerne er betalt tilbage om 10 års tid, vil de komme til at finansiere yderligere projekter i Hvide Sande og omegn.

Med andre ord: Nye store vindmøller på land er i særklasse konkurrencedygtige med andre nyopførte værker. Man kan simpelthen ikke opføre andre værker, der kan levere til den pris fra start. Og alligevel er der plads til, at møllerne finansierer lokale projekter. Det er imponerende.

Men havmøllerne vil på et tidspunkt blive billigere end landvindmøllerne, ganske enkelt fordi de kan blive større. Der findes A-kraftilhængere der påstår vi bare skal vente på at A-kraft blive billig. Det kan muligvis godt tænkes, men det samme kan i høj grad siges om havvindmøller. Der er tale om en særdeles ung branche, som næsten dagligt lærer mere om, hvordan man gør parkerne mere rentable.

Eksempelvis som med Kriegers Flak, hvor havmølleparkerne også spiller rollen som kabelforbindelse mellem landene (Kriegers Flak består af en dansk, en tysk og en svensk del - Tyskland har allerede opført møller på deres del, Danmark har processen i gang og vi venter stadig på Sverige).

  • 2
  • 0

De oprindelige tal stammer fra det engelske energiministerium [...]

Så kom venligst med en kildehenvisning til det engelske energiministerium, frem for facebook sider for folk der gentagne gange har vist at de ikke kan håndtere statistik og sandsynlighedsintervaller korrekt.


Jeg ville se hvad det var Troels linkede til.
Jeg kunne huske at jeg havde set grafikken før, da jeg skulle finde ud af, hvad strike price er for en "fisk".
Prøv at følge linket fra FB siden til Telegraph.
http://blogs.telegraph.co.uk/news/willheav...
Interessant....

  • 0
  • 0

Hvad vil du have jeg skal dokumentere?


Lars, når man bruger ord som "uværdigt" og "opfinde sin egen virkelighed", så bør du nok bare lade være med at opfinde din egen begrundelse for hvorfor Centrica trak sig fra HPC, og ved lejligheden nedskrev de 200 mio £ de havde investeret i det som et rent tab, når du tydeligvis ikke har sat dig ind i sagen.

.

Søren, du får lige gentagelse af mindst fem links der nævner lastfølgen i Frankrig. Stig har accepteret dette, Anders kom selv med 2 af disse links. Så der er vist kun dig der mener "at have læst noget af en graf"


Definitionen af lastfølge eller (på engelsk "load-follow") er:

"A load following power plant is a power plant that adjusts its power output as demand for electricity fluctuates throughout the day."

http://en.wikipedia.org/wiki/Load_followin...

Og her har du så den graf, som du blev præsenteret for, og som er lavet på baggrund af de franske produktions- og forbrugstal du selv postede:

https://dl.dropboxusercontent.com/u/152717...

Vis os nogle data, der beviser at den franske akraft kører lastfølge iht definitionen, sådan som du påstår

Ikke at de kan det - Ikke at en enkelt reaktor gør - Ikke at det har været prøvet som eksperiment - men at det er det den franske akraft GØR.

For de data du har vist indtil videre, beviser kun det modsatte.

  • 7
  • 2

"A load following power plant is a power plant that adjusts its power output as demand for electricity fluctuates throughout the day."

http://en.wikipedia.org/wiki/Load_followin...


Fra samme link: In France, however, nuclear power plants use load following. French PWRs use "grey" control rods, in order to replace chemical shim, without introducing a large perturbation of the power distribution. These plants have the capability to make power changes between 30% and 100% of rated power, with a slope of 5% of rated power per minute. Their licensing permits them to respond very quickly to the grid requirements.

Hvad er forresten din for at følge en difinition på et folkeleksikon, og se bort fra de links Anders og jeg har givet?

  • 2
  • 4

PHK,

"Hat-tip to our Energy Correspondent Emily Gosden for this Department of Energy & Climate Change infographic. It was deleted from Gov.uk this week "because of sensitivities", according to a DECC press officer. "Hmmm," says Emily. Quite."

http://blogs.telegraph.co.uk/news/willheav...

"It turns out that the Renewable Energy Association called it "unhelpful" in a press release, pleading that "as Ed Davey stressed… it is not an either/or choice".

What's going on at DECC? I'd hate to start a conspiracy, but did the infographic come from the Tory Energy Minister Michael Fallon's people? Was it squashed by the Lib Dem Energy Secretary, Ed Davey?"

Vh Troels

  • 2
  • 1

Problemet i at begynde at påstå det er lastfølge at tage 20% af variationen når man dækker 80% af forbuget er vel, at så kan man også begynde at påstå vindmøller kører lastfølge, for de producerer statistisk set mindst om natten hvor forbruget er lavest og statistisk set mest om vinteren, hvor forbruget er højst.

Selvfølgelig bruger man de magasinbårne kapaciteter efter bedste evne,også i Frankrig. Jeg vil anbefale et lille kig på korrealtionerne mellem kilderne og forbruget, hvis du alligevel mener at kernekraften er lastfølge. Et krav til at køre lastfølge er at du kører. Altså ingen blackouts, husk de best-case 8% effektdød du selv nævnte tidligere ved et nært perfekt match mellem en letvindsmølle i 10 m/s middelvind. Og som vi så i dagens nyhed omparkudkoblinger, produktionsplanlægning er meget svært med vind, der er en grund til at vindkraft ofte topper på fejlestimater for enkeltproducenter over X MW.

  • 2
  • 0

Søren,

"Det er jo rigtigt at især briterne pt betaler en meget høj pris for havmøllestrøm, men det er jo kun de første få GW af en teknologi der er ved at blive skubbet i gang."

Offshore er dyrt. Skibe er dyre. Kraner på skibe er dyre. Skibe som kan spule dyre undersøiske kabler ned i havbunden er dyre. Hotelplatforme er dyre og det samme er de mennsker som skal bo på de. Offshore transformerstationplatforme er dyre. Fundamenter er dyre. Stand still er dyrt, og man kan ikke komme to maskinerne i høj sø. Dvs hvis de går i stykker kan det vare tid af få dem reppet og køreklar igen. Havvindmøllerne står langt fra nettet backbone, så de kræver dyre og lange tilslutninger, når det er store parker, og det er både undersøisk og på land.

Kort sagt er offshore dyrt og bliver ved med at være det i lang tid fremover. At tro noget andet er ret naivt og bunder i manglende kendskab til de udfordringer som er i at lave havvindmøllerparker. De her ting skalerer ikke på samme måde som på land.

Så hvad er den pris som DECC har garanteret for KK i 35 år?

£89,5 pr MWh i 35 år (levetid 60 år)

https://www.gov.uk/government/news/initial...

Offshorevind 2014-15
£155 pr. MWh i 15 år (levetid 20 år) faldene til £135 i 2018-19

Hvis vi er heldige er det faldet til £90-95 i 2030, hvis fremskrivningen er lineær.

http://www.telegraph.co.uk/finance/newsbys...

http://www.theguardian.com/environment/201...

Ser ud til at briterne satser mindre på offshore, efter at de har set regningen...

http://www.reuters.com/article/2013/06/27/...

"That is before accounting for the astronomical grid connection cost for offshore wind - by sub-sea cable. This cost, about 10 times that for rival electricity generation technologies, is subsidised separately and is far from transparent."

Det ser ud til at heller ikke i UK er nettilslutningen ikke med i prisen. Læg 5-10% af parkens pris oven i hatten. UK har et meget svagt net, så de skal bruge endnu længere tilslutning end i DK.

Og til sammenligning:
"Under the new system of support, offshore wind will qualify for a strike price of 155 pounds per megawatt hour (MWh), from 2014/2015, while large-scale solar photovoltaics will get 125 pounds, and onshore wind 100 pounds."

Og nettilslutning oven i:
"Ofgem revealed last October that the expected, upfront capital cost for connecting four offshore wind farms averaged 689,000 pounds per megawatt (MW).

That compares with the Arup report's estimate for the grid connection cost of onshore wind at 76,200 pounds per MW. ("Review of the generation costs and deployment potential of renewable electricity technologies in the UK", Oct 2011)"

Så fem millioner kr pr. MW offshore.

Landvind et dødt økonomisk, efter at der er kommet en lov om at naboerne skal kompenseres plus at vi ikke har nok gode sites, uden at hele landet sættes til med dem. Som det ses sælges de ikke hos vælgerne.

Og sidst, så har du ikke svaret på hvad backupkraftværkerne kommer til at koste, så vi kan få strøm når det ikke blæser i 14 dage.

Uanset hvor mange vinger du sætter på havvindkraft, kommer det ikke til at flyve økonomisk.

Der er en grund til at de bygger KK til 89,5£ pr. MWh.

Vh Troels

  • 5
  • 2

Fra samme link: In France, however, nuclear power plants use load following.


Du påstår jo at den franske atomkraft kører lastfølge. Dine data viste at den franske akraft typisk varíerer med 4-5% af max-effekten over et døgn, hvor døgnlasten varier med 32% af maxlasten.

Det er ikke lastfølge, og det er andre kilder end akraften, der står for følge lasten, og udfylde det gab der på grafen varierer fra 0 til 17.000 GW på blot 4 timer!

At akraften varierer med 4-5% indenfor døgnet, kan allerhøjest betyde at EDF lader enkelte reaktorer kører regulær lastfølge, mens alle de andre kører jævn effekt.

Snarere er det et tegn på at reaktorerne generelt kun varierer effekten sporadisk, eller lige præcis så meget som økonomien tillader.

Hvis de alle kørte regulær lastfølge, dvs varierer med mindst 30% indenfor hvert døgnet, så det ikke var andre kilders ansvar gøre det, så ville økonomien i EDF's atomkraft-økonomi, og dermed de franske elregninger, jo se ganske anderledes ud.

Derfor er vi igen tilbage hvor vi startede:

Atomkraftværker KAN regulere, men det er irrelevant ift debatten, så længe ingen kunne drømme om at sætte penge i et nyt akraftværk, som ikke kan få lov at afsætte maksimal produktion.

Hvad er forresten din for at følge en difinition på et folkeleksikon, og se bort fra de links Anders og jeg har givet?


Eksempelvis at det er langt bedre at henvise til et "folkeleksikon", der kort og præcist fortæller hvad lastfølge er, end at opfinde sin egen definition, for at få det til at passe med sin egen selvopfundne virkelighed.

...så som:

"Når frankrig kører deres kernekraft med nedsat energy availability(nedlukkede værker har ingen energy availability) for at reservere kraft til frekevenskontrol. og derefter kører kapacitetsfaktoren yderligere ned for at følge forbruget" ...når dine egne data med tydelighed viser at den franske akraft ikke er i nærheden af at følge forbruget.

Availability er ikke lastfølge.

Enten følger de lasten, eller også er andre kilder, herunder udveksling, nødt til at variere endnu mere, og dermed acceptere endnu lavere kapacitetsfaktorer, for at tilpasse akraften til den faktiske lastvariation.

...og det er præcis sådan det kører i Frankrig.

Det eneste dine data viser, er at atomkraften i Frankrig producerer markant mere om vinteren end om sommeren, og følger derfor sæsonvariationen til en vis grad.

Hvis det skulle være lastfølge, så kører vindmøllerne i vestenvindsbæltet også lastfølge. ;-)

  • 3
  • 2

Troels, enhver spindoktor kan lave en "inforgrafic", men hvor kommer tallene fra ?

Er det nogen der er hevet ud af den blå luft af en spindoktor eller DJØF'er der skal sælge et bestemt budskab, eller er de udregnet af folk med faktisk forstand på tingene ?

Jeg vil godt vædde på at det ikke er det sidste...

  • 2
  • 2

Alligevel kan de 3 vindmøller ved Hvide Sande finansiere havneudvidelsen til 150 millioner kroner. Og når møllerne er betalt tilbage om 10 års tid, vil de komme til at finansiere yderligere projekter i Hvide Sande og omegn.


Nej, havneudvidelsen er støttet med statsmidler og EU-midler resten finansieret på estimater af at fremtidige PSO-havmøller skal serviceres herfra. Møllerne skal ganske rigtigt betale leje for pladsen. Noget du "glemte" at tage med i din fejlberegning af priserne. Det kunststykke fortjener ikke en gentagelse.

Nedenfor de møller står der forresten et sjovt skilt. "Opfør dig pænt, og hold hunden i snor. Her yngler den sjældne fugl skotskternet havugle*". Det er intet mindre end en Auken-drøm: Syndige mennesker skal ikke vove på at komme ud i naturen, og de må slet ikke bo så tæt på vandet, det er forbeholdt kæmpemaskiner som V112. Det er kun overgået af bykongen i Ikast der ville ekspropiere mennesker væk, så maskinerne kunne komme til. Bmærk at de har "glemt" møllernes produktion alene ikke kan gøre det. Deres forbrug bliver også kul og gas. http://www.mypresswire.com/pressroom/23297...

*Det var nok en anden fugl, jeg skyndte mig forbi, det var lidt skræmmende at stå ved de møller, når mølletypen allerede har kastet en vinge i mindre vind.

  • 1
  • 1

Det er jo meget fint med skrivebordberegninger om, hvad strøm koster. Men virkeligheden er altså:

1) De nye engelske værker får en garanteret inflationsgaranteret pris på 80 øre/kWh i 2 milliarder år (undskyld, men 30 år er så længe, at det kun har hypotetisk værdi, at de på et tidspunkt kommer på markedspris)

2) Anholt får 105 øre/kWh (ikke-inflationsreguleret) i omkring 10 år og ryger derefter på markedspris

3) Vindmøllerne i Hvide Sande (og andre nye landbaserede vindmøller) får 25 øre/kWh plus Nordpools markedspris, dog maksimalt 58 øre/kWh (ikke-inflationsreguleret) i hele deres levetid. I år har nye landmøller i snit vel fået omkring 45 øre/kWh

Det er fakta. Med en årlig inflation på 2% om året får de engelske værker 98 øre/kWh efter 10 år, 119 øre/kWh efter 20 år osv. Men da er møllerne ved Anholt forlængst kommet ned på markedspris. Til den tid vil markedsprisen for strøm være langt over 58 øre/kWh, så landvindmøllerne vil sælge UNDER markedspris (og på den måde isoleret set give negative PSO-afgifter).

Man skal være meget mærkeligt indrettet for at få det til at betyde, at A-kraft er billigere end vindmøller. Og husk så lige, at fortjenesten på vindmøllerne ved Hvide Sande bruges til at subsidiere deres nye havn med 5 millioner om året. Når møllerne er tilbagebetalt vil det beløb stige med 10-15 millioner om året, som benyttes til at subsidiere andre projekter i omegnen. Til den tid vil de engelske A-kraftværker stadig kæmpe med at betale lånene tilbage.

Til de kloge der siger havmøllevind ikke bliver billigere er der vel kun at sige, at branchen selv er uenig. Det her er en helt ny branche. Det er jo ikke tilfældigt, at støtten til havvind ligger på 50.000 fuldlasttimer. Det skyldes, at investorerne ikke tør regne med længere levetid på møllerne endnu, så de skal have tilbagebetalt møllerne og tjent penge til sig selv efter 10 år. At havmølleparkerne i virkeligheden kommer til at holde i 25 år, ryger lige ned i foret på investorerne. Den situation er naturligvis ikke holdbar på længere sigt.

Hele logistikken omkring havmølleparker viser også, at der er tale om en ny branche. Det gælder både opførelse og drift og vedligehold. Der bliver betalt dyre lærepenge i disse år. Når nogle lande alligevel satser på at være dem der betaler lærepengene skyldes det naturligvis, at de regner med at score gevinten ved at være dem der kan finde ud af det - og dermed kan man få markedet for sig selv. DONG markederer sig sammen med de andre spillere stærkt her, og de gør det altså ikke for vores blå øjnes skyld. De tjener kassen på det her.

Opførelsespris for fundamenter til havmøllerparkerne vil blive omtrent halveret med serie 0-møllerne i forhold til de nuværende møller. Priserne til kabelføringer til og fra parkerne vil blive noget der ligner 0 kroner, fordi de alligevel vil indgå i overførslen mellem landene. Det ser vi allerede ske ved Kriegers Flak, og planerne for et fælles grid i Nordsøen er allerede på plads. Det er stort set kun "omvejene" det reelt koster at lave den udbygning.

Der arbejdes også seriøst med vejene til at sænke D&V omkostningerne. Her taler vi især om standardiseringer samt almindelig LEAN, men det vil på sigt nedbringe omkostningerne betydeligt.

Mit bud: Om 20 år er ny havvind billigere end landvind (fordi møllerne på havet er større). Glem alt om fossile brændsler eller A-kraft til den tid - de vil være kørt håbløst bagud af dansen. Samtidig bliver vindproduktionen udjævnet ganske markant ved, at vindmøllerne spredes over hele Nordeuropa, så behovet for regulering vil være voldsomt reduceret.

  • 2
  • 1

Du påstår jo at den franske atomkraft kører lastfølge.


Jeg gør. Og de fem links. Har du læst dem?

Dine data viste at den franske akraft typisk varíerer med 4-5% af max-effekten over et døgn, hvor døgnlasten varier med 32% af maxlasten.


Nu synes jeg du tilægger min databehandling lidt for store evner. Så vidt jeg husker fik du en sorteret differens kurve med der vist præcis hvem der gjorde hvad. Der er ingen der påstår at kernekraften kører med korrelation til forbruget på 1. Og det er heller ikke hvad man forstår ved lastfølge på systemniveau. Jeg synes du skal læse de fem links.

Det er ikke lastfølge, og det er andre kilder end akraften, der står for følge lasten, og udfylde det gab der på grafen varierer fra 0 til 17.000 GW på blot 4 timer!


JEg tog lige et kig på sidste uges kernekraftproduktion. Det varierede ned til 78% of maks eller ca 10GW. Ingen anden kilde flyttede så mange MW.

Eksempelvis at det er langt bedre at henvise til et "folkeleksikon", der kort og præcist fortæller hvad lastfølge er, end at opfinde sin egen definition, for at få det til at passe med sin egen selvopfundne virkelighed.


Dit folkeleksikon siger Frankrig kører kernekraften som lastfølge.

Availability er ikke lastfølge.


Nej. Det er sværere end lastfølge, og kræver mere af din energikilde. Frankrig ofrer kapacitet på at have kernekraftværker kørende uden fuld effekt, så værkerne kan komme med et autonomt svar på frekvensforstyrrelser. Det koster EA, for markederne har ikke adgang til kapciteten. Så det er ikke lastfølge i den forstand at energimarkederne handler med det. Heller ikke den sekundære frekvenskontrol, hvor kernekraftværkerne styres af RTE.

Det eneste dine data viser, er at atomkraften i Frankrig producerer markant mere om vinteren end om sommeren, og følger derfor sæsonvariationen til en vis grad.


Hvis du nu læste de 5 links, så ville du lære at Frankrig kører deres kernekraftværkers kapacitetsfaktor under energy availability. Jeg kan ikke komme på en kortere og mere præcis definition på lastfølgedrift end at køre kapacitesfaktoren under energy availability for at opnå bedre korrelation til forbruget.

  • 1
  • 0

Hold nu op, Lars. Møllerne er opført, fordi man ikke kunne få finansieret havneudvidelsen. Lejen på 4,8 mio Dkk om året er fastsat, fordi banken så ville gå med til at finansiere den nye havn - det dækker nemlig afdrag og renter. Om havne-udvidelsens økonomi skriver havnen selv:

"Økonomi
Hvide Sande Havn forventer nu, at ovennævnte anlæg andrager en samlet investering på ca. 145 mio. kr. Heraf er der som tidligere omtalt ydet et statstilskud på 36 mio. kr. samt samlet EU/EFF-tilskud på 19,1 mio. kr. Derudover har vi netop fået tilsagn om yderligere ca. 3,5 mio. kr. i EU/EFF-tilskud til den nye Vesthavn. De resterende ca. 86 mio. kr. finansieres af Hvide Sande Havn, hovedsageligt ved optagelse af lån, hvor specielt lejemålet til vindmøllerne udgør grundlaget for forrentning og afskrivning af lånet." http://hvidesandehavn.dk/download/Presse_H...

Det er fakta. Der er en og kun en årsag til, at de 3 vindmøller står der: De kan finansiere den nye havn. EU- og statstilskud dækker 55,1 mio kroner, vindmøllerne de resterende 86 mio kroner. Og nej, der er ikke noget nyt i, at der er EU- og statstilskud til den slags, det nye er, at vindmøller dækker resten af prisen.

Skal man låse 86 mio kroner med en løbetid på 25 år (møllernes forventede levetid) koster det:

1) Med en rente på 4%: 5,5 mio kroner om året
2) Med en rente på 3%: 4,9 mio kroner om året
3) Med en rente på 2,75% om året: 4,8 mio kroner om året

Gæt selv, hvordan de 4,8 millioner er fremkommet...

Erhvervsfonden der ejer 80% af møllerne har tilbagebetalt deres egen gæld i møllerne om 8-10 år (det afhænger af elprisen). Til den tid står de med 10-20 "nye" milllioner om året (igen afhængigt af elprisen), som skal benyttes til at subsidiere andre projekter i området, ifølge fondens vedtægter, som forbyder fonden at tjene penge.

De møller står der kun af en årsag: De skal finansiere den nye havn og med tiden andre erhvervsprojekter i Hvide Sande og omegn. Hvis du et øjeblik tror på, at den sandstrand er 4,8 millioner kroner om året værd er du - nej, det må jeg hellere undlade at skrive, men her kan du se et billede af møllerne: http://www.folkecenter.dk/mediafiles/folke...

  • 2
  • 0

Hold nu op, Lars. Møllerne er opført, fordi man ikke kunne få finansieret havneudvidelsen.


Det var ikke hvad du skrev tidligere. Ligesom du heller ikke skrev lejen af pladsen ind i økonomien for møllerne. Det du i virkeligheden mente var at 59% af havnens udvidelse skulle findes ved at industrialisere stranden hvor der yngler fugle, også finde en bank der låner ud til en uhørt lave rente fordi folkene bagved kommer med kapital der hurtigt kan betale dække lånet.

  • 0
  • 1

Jeg står både ved det jeg tidligere skrev, og den uddybning jeg nu har skrevet. Jeg mener derimod din position er uholdbar - vindmøllerne tjener pengene til havneudvidelsen. Det er fakta, på trods af, at de leverer strøm til omkring 45 øre/kWh. Senere kommer de til at levere endnu flere penge til lokalsamfundet.

Renten har formentligt ligget mellem 3 og 3,5%, som for tilsvarende projekter med fast rente og indtægtsgaranti. Det er jo ikke tilfældigt, at møllerne blev opført først, så pengene kunne rulle ind i kassen "før tid" og derved reducere lånebehovet... Jeg tvivler på man har lånt mere end 80 milllioner til havnen, og så kan projektet bære en rentefod på 3,4%. Absolut ikke urealistisk.

  • 1
  • 0

"Australsk vindkraft udkonkurrerer nye kulkraftværker i verdens næststørste kuleksporterende land, meddeler Bloomberg Energy Finance, der konstaterer, at vedvarende energi uden subsidier nu er billigere end nye fossilt fyrede kraftværker. Bloomberg-analysen viser, at en ny vindmøllepark i Australien kan levere 1 MWh for 80 australske dollar (462 kr.), mens den koster 143 fra et nye kulfyret kraftværk og 116/MWh fra et nyt gasfyret kraftværk. Produktionspriserne er påvirket af den australske CO2-afgift, som i modsætning til EU-versionen fungerer, men selv når den trækkes fra, vil vindkraft ifølge Bloomberg være 14% billigere end kul og 18% billigere end gas. Ældre afskrevne kulkraftværker kan stadig konkurrere på strømprisen, men Bloomberg har hos de fire største australske banker konstateret, at bankerne kræver en betydelig ekstra pris for finansiering af fossile kraftværker - hvis de da vil finensiere dem overhovedet, som det udtrykkes. Bloomberg konkluderer, at det er usandsynligt, at der vil blive bygget nye kulfyrede kaftværker i Australien i fremtiden, men at der sker et skift til fordel for vindkraft." ["Naturlig Energi", februar 2013]

  • 0
  • 0

vindmøllerne tjener pengene til havneudvidelsen.


Godt du er blevet klogere. Før skrev du "Vi ser allerede i dag vindmøller der finansierer havneudbygninger." Det var så i virkeligheden en stats- og EU-støttet havneudvidelse der skulle servicere PSO-møller, havnen havde så fået den gde ide at indrage strand og industrialisere denne fordi her var der også PSO-kroner at hente.

Den moderne Maren i Kæret betaler PSO-gildet, ikke møllerne.

  • 0
  • 3

@Stig:

3) Vindmøllerne i Hvide Sande (og andre nye landbaserede vindmøller) får 25 øre/kWh plus Nordpools markedspris, dog maksimalt 58 øre/kWh (ikke-inflationsreguleret) i hele deres levetid.


Er det ikke kun de første 22.000 fuldlasttimer?

"Landvindmøller

Pristillæg til vindmøller afhænger af hvornår møllen er nettilsluttet. For nye møller gives et pristillæg på 25 øre/kWh i de første 22.000 fuldlasttimer. Efter dette tidspunkt vil strømmen skulle afsættes til markedspris. Dog ydes der en godgørelse for balanceringsomkostningerne på 2,3 øre/kWh i hele møllens levetid."

http://www.ens.dk/undergrund-forsyning/el-...

For Hvidesandemøllernes vedkommende, er 22.000 fuldlasttimer kun ca 5 år. De følgende ca 20 år, får altså kun markedsprisen, plus 2,3 øre/kWh.

Så Hvidesandemøllerne skulle jo kun få 7,3 øre/kWh i snit, gennem hele levetiden, hvis de er på normal støtteordning.

  • 0
  • 0

Det er noget vås du fyrer af, Lars. Alle havneudvidelser får stats- og EU støtte. Det er restfinansieringen der er interessant. Og den står vindmøllerne for i Hvide Sande.

Det er da ikke PSO-afgifterne der finansierer gildet. PSO-afgifterne vil i løbet af møllernes levetid blive negative, således at de gennemsnitligt set forventes at blive negative i møllernes levetid. PSO-afgifterne forventes derfor at svare til et lån til møllerne.

Her i starten er PSO "støtten" til møllerne omkring 22 øre/kWh, men i løbet af møllernes levetid forventes den at falde til minus 35 øre/kWh, sådan at den i gennemsnit vil være minus 12 øre/kWh. De 22 øre/kWh er indregnet i de 45 øre/kWh afregningspris for møllerne (svarende til en gennemsnitlig markedspris for vindmøllestrøm på 23 øre/kWh).

Møllernes produktion vil være omkring 43,5 GWh, så allerede når den gennemsnitlige PSO-støtte når under 11 øre/kWh vil PSO afgifterne for møllerne ligge under de 4,8 mio DKK møllerne finansierer havneudvidelsen med.

De her møller er en gevinst for alle: For havnen, for mølleejerne (de 20% der er ejet af lokale borgere givet et årligt afkast på omkring 20%, som vil vokse efterhånden som prisen på strøm vokser), for de kommende projekter der får støtte fra fonden der ejer de 80% af møllerne og for elforbrugerne (når PSO-afgifterne bliver negative).

De eneste møllerne ikke gavner er vel dig og dine ligesindede, for de møller passer ikke ind i jeres verdensbillede. De lokale beboerne er endda også glade for dem. Så er det jo svært at bevare pessimismen...

Men naturligvis kan man da foretrække Atomkraft. De støtter ingen lokale initiativer og de koster kassen for elforbrugerne. Så dem må vi da have nogle flere af.... (ironi kan forekomme).

Og det bliver værre endnu for dig. Kan møllerne finansiere en havneudvidelse, kan de naturligvis også finansiere andre ting. Det her bliver en populær model, så du må hellere maksimere argumentet om PSO-afgifter - det er trods alt en slags halmstrå du har at klynge dig til der, bortset fra, at andre nyopførte værker får endnu højere støtte...

  • 3
  • 1

Du har ret, Søren, de regler jeg beskriver gælder først fra møller tilsluttet efter 1. januar 2014. Jeg citerer fra energiforliget:

"Landvind er i stigende grad konkurrencedygtigt. Derfor aftrappes pristillæg til nye landmøller nettilsluttet fra og med 1. januar 2014 ved elmarkedspris over 3 3 øre/kWh med et samlet loft på 58 øre per kWh. Samtidig fastsættes den støtteberettigede produktion på grundlag af både rotorareal og mølleeffekt." http://www.kebmin.dk/sites/kebmin.dk/files...

  • 1
  • 0

Jeg gør. Og de fem links. Har du læst dem?


Ja, ingen af dem påstår at franske akraftværker generelt kører lastfølge, og ingen af den specificerer hvor mange der kører/har kørt lastfølge, og hvor længe.

Men de siger de kan, og det har vi jo aldrig været uenige om.

Det er økonomien i at gøre det, der er relevant, og derfor også om EDF gør det i noget nævneværdigt omfang. Det fortæller dine links intet om.

Dit folkeleksikon siger Frankrig kører kernekraften som lastfølge.


Nej, det siger de ikke. De siger at nogle gør det. De siger ikke hvor mange og hvor ofte.

...og de data du har postet siger klart at det er andre kilder end kernekraften, der står for ca 90% af lastfølgen, selvom kernekraften dækker ca 75% af forbruget.

Hvis du nu læste de 5 links, så ville du lære at Frankrig kører deres kernekraftværkers kapacitetsfaktor under energy availability.


Jeg er slet ikke i tvivl om at fransk akraft generelt kører med kapacitetsfaktorer under 80%. Det år vi sidst regnede på, var det vist 78.

Det vil sige, at de måneder, hvor de ikke er lukket ned for refuelling, var kapacitetsfaktoren mindst 85%.

Og det fortæller fortsat intet om hvor meget de regulerer effekten indenfor hvert døgn, og derfor heller ikke om hvorvidt de kører lastfølge.

  • 2
  • 0

Og jeg kan se, at jeg har misforstået den passus. Reglerne fra 1. januar 2014 er, at støtten (på 25 øre/kWh med et loft på 58 øre/kWh) gives i et antal fuldlasttimer der kan beregnes som 6.600 kWh/kW genratoreffekt + 5.600 kWh/rotorareal i m². For møllerne ved Hvide Sande ville det svare til ca 25.000 fuldlastimer. Tilsyneladende forsvinder balanceringstillæg mm: http://www.dkvind.dk/html/okonomi/ejer_afr...

Under alle omstændigheder overhaler vindmøllernes akkumulerede "støtte" til Hvide Sande havneudvidelse hurtigt den akkumulerede PSO-støtte mm. Så Hvide Sande havn vinder langt mere end elforbrugerne "mister" på møllerne.

Efter de nye regler vil møllerne således maksimalt kunne modtage 56 mio kroner i støtte i løbet af deres levetid, mens de i løbet af de 25 år betale 120 mio kroner i "leje" til Hvide Sande havn...

  • 0
  • 0

Det er da ikke PSO-afgifterne der finansierer gildet.

Jo det er. Hvis det var omvendt, så havde man jo ikke bedt om den.

Du er måske venlig at forklare mig, hvordan i størrelsesordenen 50 mio i PSO-støtte, balanceringsstøtte med videre, finansierer 120 mio i "husleje" til havnen plus i størrelsesordenen 150-250 mio kroner i støtte til andre projekter i løbet af møllernes forventede levetid på 25 år?

De her vindmøller er bare en god forretning. Længere er den ikke.

  • 0
  • 0

Der er ingen der siger nej tak til flere penge, Lars.

Vindmøller er en rigtig god forretning i "udkantsdanmark" (fordi det ofte er områder med kraftig blæst). PSO betales af alle elforbrugere. Så statistisk set er PSO-afgifterne med til at flytte penge til udkantsdanmark. Det er da ret elegant.

Men samlet genererer møllerne flere penge end de "udsuger" i PSO-afgifter. Så det er en smart form for egnsudviklingsstøtte...

  • 1
  • 0

Forøvrigt er det uheldigt at opstille vindmøller på steder med så dårlige vindforhold som Ikast-Brande kommune. De kommer til at producere alt for lidt strøm. Det medfører ikke kun alt for dårlig driftsøkonomi, det betyder også en meget ujævn produktion. Den slags møller er ikke til at integrere i den øvrige elforsyning. Vindmøller skal opstilles, hvor de opnår en høj kapacitetsfaktor.
En mulighed kunne være, at PSO-støtten er betinget af en forventet kapacitetsfaktor på mindst 45%.

  • 2
  • 0

Vindmølleriets problem er, så vidt jeg kan se ,at man ,trods mange ord , ikke kan overbevise tidselgemytterne om at vindmøller kan mere end at erstatte noget brænsel eller vand i et iøvrigt eksisterende kraftværk et andet sted.
De der 50 til 150 øre/kWh skal derfor sammenlignes med andre fuels
plus den dertil hørende selvpålagte CO2 bøde.
Tidselgemytterne vil også behøve mere forklaring på hvorledes vindmøller kan køre lastfølge,førend de betaler PSO frivilligt og med glæde.
Hvis VE er religion ,bør man læse en professor fra Århus ,der idag i Jyllandsposten gør rede for, hvorledes
peer reviewede forskere finder at religion er skadeligt for velfærd.
Er vindmøller religion?,

  • 1
  • 2

Nej, vindmøller er ikke en religion. Men vindmøllerne er den pt. billigste måde at lave VE-strøm på.

Vindmøller skal naturligvis spille sammen med andre systemer. Det er jo allerede påvist i et hav af undersøgelser, hvordan det kan ske, så man kan køre lastfølge. Det kan "tidselgemytterne" derfor ikke blive ved at koge suppe på. Tidselgemytterne må se at komme ind i kampen, for i dag ved alle med kendskab til området, at tilpasningen mellem produktion og forbrug er mulig, selv i et lille land som Danmark.

  • 1
  • 0

Forøvrigt er det uheldigt at opstille vindmøller på steder med så dårlige vindforhold som Ikast-Brande kommune. De kommer til at producere alt for lidt strøm. Det medfører ikke kun alt for dårlig driftsøkonomi, det betyder også en meget ujævn produktion. Den slags møller er ikke til at integrere i den øvrige elforsyning. Vindmøller skal opstilles, hvor de opnår en høj kapacitetsfaktor.


Præcis. Bankerne fik "Systematically Important Financial Institution"-krav da de fejlede. El-selskaberne trænger til noget lignende. De Ikast-møller er kun stillet op fordi lobbyismen har fået PSOen op. Maren i kæret betaler til topskatteingeniøren for grøn PSO-strøm, revitaliseret vand og blå plastikrør til kystsikring. Æv på fagets vegne.

En mulighed kunne være, at PSO-støtten er betinget af en forventet kapacitetsfaktor på mindst 45%.


Også skal de ud i vandet.

  • 1
  • 0

Nej, og det er der heller ingen andre der ved, for dit spørgsmål giver ingen mening. Hvordan vindmøllerne producerer afhænger fuldstændigt af, hvilke vindmøller vi vælger, og hvilke placeringer vi vælger til dem. Korrelationen i forhold til forbruget kommer desuden til at afhænge af, hvordan vi vælger at forbruge i fremtiden. Der er så mange parametre i det spørgsmål, at dit spørgsmål er meningsløst.

Nogle eksempler på, hvad det kræver at indregulere til en 100% konstant effekt på 4000 MW. For simplificeringens skyld, har jeg antaget at alle møllerne er ens og står det samme sted. Af pladshensyn viser jeg kun 2 eksempler fra hver sin ende af spektret:

Med V90 3 MW møller i 7,0 m/s middelvind i navhøjde:
4349 3 MW møller
Spidseffekt på 13047 MW
Middel reguleringseffekt: 1720 MW
Nedreguleringseffekt på 9047 MW
Kapacitetsfaktor nedregulering: 21%
Opreguleringseffekt på 4000 MW
Kapacitetsfaktor opregulering: 43%

Med V112 3,3 MW møller i 10 m/s vind i navhøjde:
2225 3,3 MW møller
Spidseffekt på 7342,5 MW
Middel reguleringseffekt: 1282 MW
Nedreguleringseffekt på 3342,5MW
Kapacitetsfaktor nedregulering: 45%
Opreguleringseffekt på 4000 MW
Kapacitetsfaktor opregulering: 32%

Ikke sandt - tallene varierer meget, alt efter hvad man vælger. Placeres vindmøllerne forskellige steder i landet, udjævnes produktionen, alt andet lige, fordi det ikke blæser på samme tid alle steder. Sættes møllerne på et fælles-europæisk net, udglattes produktionen yderligere.

Og så har vi ikke engang kigget på mulighederne for at justere på forbrugssiden. De er, for at sige det mildt, store. For det sidste mølleeksempel kan fjernvarmesektoren uden de store problemer klare nedreguleringsbehovet (kapacitetsfaktoren er så tilpas stor, at varmepumper kan indgå i løsningen). I virkelighed vil ting som "smart grid", "smart energy systems" og elbiler (jo, de kommer) også varetage vigtig nedrulering (især den "hurtige" regulering, hvor forbruget flyttes timer i stedet for uger.

Opregulering kan eksempelvis stamme fra purgegas, eller bleedgas fra produktion af methanol og DME fra pyrolysegas. Det vil bedst foregå i gasturbiner, som kan indstilles til det specielle brændsel. "Spildvarmen" herfra vil kunne benyttes til fjernvarme.

Methanol vil formentligt blandt andet blive brugt i personbilers brændselsceller (formentligt begynder vi at se realistiske eksempler omkring år 2020). Disse brændselsceller vil så kunne levere hurtig regulering (og har den nødvendige kapacitet).

Og det er kun en af mulighederne (den jeg personligt tror mest på). Ceesa, Klimakommissionen og IDA har peget på andre løsningsmodeller, som tilsammen illustrerer, at det ikke er raketvidenskab at løse udfordringen.

Det har jeg forøvrigt beskrevet adskillige gange. Du ignorerer nok også svaret denne gang, på trods af, at intet tyder på du selv har regnet på problematikken.

Skal man lave statistisk tidsanalyse af problemet? Ja, men ikke af situationen, som den ser ud i dag, men som man forestiller sig den ser ud i fremtiden. Ting ændrer sig nemlig, og det går relativt hurtigt med forandringerne.

  • 1
  • 0

  • 1
  • 0

Næ, det giver ingen mening. For det tal gælder for gamle møller med den halve kapacitetsfaktor af moderne møller. De møller vi allerede har installeret i Danmark svarer nogenlunde til V90 løsningen, mens moderne møller ligger tættere på den anden løsning.

Du forsøger at springe over hvor gærdet er lavest, ved at "bevise" at 15 år gammel vindmølleteknologi ikke rækker. Det er jeg sådan set enig med dig i, men det gør dagens vindmølleteknologi derimod.

Og så ignorerer du fuldstændigt mulighederne for at påvirke forbrugssiden.

Dine 4 EPR rækker ikke, for vi skal have forsyningssikkerhed op til 8000 MW, selvom et af værkerne er ude af drigt. Dermed bliver det 6 EPR værker til en pris af 450 milliarder kroner. Til sammenligning koster de 2225 V112 møller i størrelsesordenen 70-75 milliarder at opstille. Det gør vindmøllerne til en rigtig god forretning, også selvom reguleringseffekten koster penge.

Nå ja, jeg glemte muligvis at nævne, at dine 6 EPR anlæg ikke kan dække fjernvarmebehovet, og at du stadig mangler at få løst resten af energiproblemet. De problemer vil jeg løse samtidigt med at jeg får vindmølleproduktionen til at blive afstemt med elforbruget. Du kan naturligvis gøre det samme med dine EPR værker, men så har du lige betalt 6 gange så meget for dem, som vindmøllerne koster. Det er 300 milliarder ud af vinduet - det gør altså en forskel sidst på måneden...

Get the point?

  • 3
  • 0

4 EPR, evt med fjernvarmeudtag, så er den lukket.

HUmme 60 % af den danske boligmasse trækker vel 20 Gw varme via fjernvarmenettet når det er koldt. De der 4 EPR'er hvor meget brugbar varme kan de afsætte i oplandet til deres produktionssted (som fjernvarme). Og hvor skal resten af varmen til boligmassen, som i dag har fjernvarme, komme fra! Kul-kraftværker som yder strøm til varmepumper, oliefyr eller måske kedler som omsætter et eller andet brændsel i den anden ende af fjernvarmerøret......

  • 0
  • 0

Faktisk er det aldrig lykkedes mig at finde den samlede spidseffekt i fjernvarmesystemet. Kender du den?

Men det er klart, at spidseffekten i varmesystemerne er mange gange større end elsystemets spidseffekt. Det er derfor det vil blive absurd dyrt at dække varmebehovet via elsystemet, medmindre man indtænker nogle seriøse lagringssystemer. Med A-kraft ville det nærme sig det umulige...

  • 0
  • 0

Ja, jeg kan også finde den samlede kapacitet i Energistatistik 2011. Den siger dog 23323 MJ/s. Jeg gad da forøvrigt godt vide, hvorfor det ikke passer med dine 32 GW?

Men det man i hvert fald skal forstå er, at hvis man drømmer om at opvarme Danmarks bygninger med strøm fra A-kraftværker (med eller uden varmepumper), så er det en gigantregning man udskriver med dagens priser på A-kraft.

  • 0
  • 0

Næ, det giver ingen mening. For det tal gælder for gamle møller med den halve kapacitetsfaktor af moderne møller. De møller vi allerede har installeret i Danmark svarer nogenlunde til V90 løsningen, mens moderne møller ligger tættere på den anden løsning.


Så du siger vi har fejlinvesteret? Det er jeg enig, VE-religionen er direkt skyld i vores fortsatte pinlige carbon factor.

Dine 4 EPR rækker ikke, for vi skal have forsyningssikkerhed op til 8000 MW, selvom et af værkerne er ude af drigt.


Ja det kan jeg læse -nu. :) Jeg forstår ærligt talt ikke hvad du spørger til. Men jeg tvivler også på at det er interessant. Jeg vil hellere forholde mig til virkeligheden. Vores møller er vi enige om er svært integrerbare, og Frankrig slår os på både pris og carbon factor.

  • 0
  • 0

Jeg spørger dig ikke om noget, jeg forsøger at forklare dig nogle sammenhænge du tydeligvis ikke forstår. Eksempelvis at strøm til 80 øre/kWh er dyrt, og det bliver endnu dyrere, hvis værkerne skal køre lastfølge. Så taler vi nok snarere 150 øre/kWh.

Og så ved du jo alligevel tydeligvis ikke noget om, hvad det kræver og ikke kræver at slippe fri af de fossile brændsler. Du snakker bare om din kæphest, A-kraften.

  • 1
  • 0

Jeg spørger dig ikke om noget, jeg forsøger at forklare dig nogle sammenhænge du tydeligvis ikke forstår. Eksempelvis at strøm til 80 øre/kWh er dyrt, og det bliver endnu dyrere, hvis værkerne skal køre lastfølge. Så taler vi nok snarere 150 øre/kWh.


Priser taget ud af kontekst. 2000 vindmøller på i 10m/s middelvind, brændselsceller og bleed gas. Det bliver uden mig :)

Og så ved du jo alligevel tydeligvis ikke noget om, hvad det kræver og ikke kræver at slippe fri af de fossile brændsler. Du snakker bare om din kæphest, A-kraften.


Du har en "løsning" på din computer med ukendt pris der bygger på ukendt teknologi. Det bliver aldrig realiseret. Frankrig gjorde deres elproduktion C02-let for 30 år siden. Og det var de sidste ord.

  • 0
  • 0

Methanolbrændselsceller er ikke mere ukendt teknologi, end at alle de store bilfabrikker arbejder med det. Pt ligger prisen på cellerne på omkring 100.000 for 5 kW (med reformator) og holdbarheden ligger på omkring 2000 fuldlasttimer. Opstartstiden ligger omkring 30 minutter. Prisen skal ned på omkring 30.000 for 10 kW med en holdbarhed på +5000 fuldlastimer og en opstartstid omkring 10 minutter. Det regner man med at nå omkring 2020. Det er ikke fjern fremtidsmusik vi taler om... http://www.ens.dk/sites/ens.dk/files/ny-te... side 11

A-kraft var forøvrigt også engang ny teknologi. Jeg forstår at de nye værker er så dyre, fordi der er tale om ny teknologi. Så du kan ikke være helt uvidende om, hvordan den slags foregår...

  • 1
  • 0

Du glemte at poste linket til dataene, Lars, så vi alle kan se om de kørte lastfølge. ;-)

RTE


Efter (endnu engang) at have kigget dine data efter, kan jeg kan da godt forstå hvorfor du ikke selv er ivrig efter at dokumentere hvorvidt fransk atomkraft kører lastfølge! ;-)

Eftersom RTE endnu ikke har lavet en opsummering for forbruget i Oktober, så har jeg beregnet gennemsnit-produktion og forbrug, for hvert af døgnets 24 timer for hele September.

Her kan man se hvor meget forbruget og produktionen i gennemsnit varierer over døgnet:

https://dl.dropboxusercontent.com/u/152717...

  • Den franske døgnlast varierede i snit med 15,9 GW, eller 30,6% af max indenfor døgnet.
  • Den franske atomkraft varierede i snit med 2,4 GW, eller 5,6% - dvs lidt mere end da vi tjekkede dine data fra 2008.

Atomkraften dækkede altså maksimalt 15% af døgnvariationen, selvom den dækkede 90% af forbruget.

Der er som det ses et anseeligt gab mellem døgnlastens variation og atomkraften, som andre kilder må lukke.

Derfor ser vi at:

  • Kulkraften varierer med 40,9%
  • Gaskraften varierer med 81,3%
  • Vandkraften varierer med 50,4%

Mens atomkraften altså kun varierer med 5,6%.

https://dl.dropboxusercontent.com/u/152717...

Lastfølge....my ass!

  • 8
  • 1

Bemærk, at A-kraft ikke følger med forbruget ned om natten. Det nyder de godt af i Schweiz, som har banket en lille forretning op omkring at købe fransk A-kraftstrøm til dumpingpris om natten.

  • 0
  • 0

Frankrig slår os på både pris og carbon factor


Ja - endnu!

Men hvad prisen angår, så er forskellen jo trods alt ikke stor (8 øre/kWh for erhverv, 22 øre/kWh for privat), når man har med i overvejelsen, at de nyeste vindmøller, som i dag udgør 15% af vores elforsyning, er idriftsat i perioden 2009 - 2013, altså en kapacitet der er mindre end 2 år gammel i snit.

Det er ca 4% ny kapacitet pr år, som vi selvfølgelig skal være med til at tilbagebetale på kort tid, hvorfor vores PSO på det seneste er steget til 18 øre/kWh.

Men som du lige har set, så udløber PSO-støtten for de nye landmøller indenfor 5-7 år, mens havmøllernes støtte udløber på ca 11 år.

Efter 2020, vil det kun være Anholt der modtager støtte, af de møller der er installeret indtil i dag. Denne modtager jo ca 70 øre/kWh fra PSO, og udgør 4% af forbruget.

... så hvis vi stoppede med at udbygge vindmøllekapaciteten nu, så ville PSO'en til vindmøller falde til 2,8 øre/kWh i 2020, og til 0 i 2024, fra de ca 14 øre/kWh vi betaler i dag - og dermed ville elprisen jo blive den samme som i Frankrig.

Men iht energiforliget, udbygger vi jo vindkraft med de næste ca 15% af forbruget, fra nu og frem til 2020.

Altså med ca 2% af forbruget i snit, og det er den takt vi skal installere vindkraft i, fra 2020 og frem, for at vedligeholde en kapacitet på 50% af forbruget.

Da landmøller og havmøller står for hver ca 25%, og deres PSO-støtte udløber i ca 8 år ud af 25 års levetid i snit, og støtten udgør ca 30 øre/kWh, vil PSO til vindmøller fra den tid udgøre ca 5 øre/kWh, for at vedligeholde 50% vindpenetration.

...altså 9 øre mindre end i dag ...samtidig med at vindmøllerne yder maksimalt pres på markedsprisen.

Til sammenligning, så har Frankrig ikke idriftsat ny akraft-kapacitet siden 2000.

Flamanville 3 bliver idriftsat et af de kommende år, men vil kun med nød og næppe erstatte Fessenheim 1 og 2, som står overfor nedlukning, formentligt senest i 2017.

Dermed når Fessenheim lige at blive 40 år, som er den typiske levetid for de fleste af de akraftværker, der er blevet lukket på det seneste, pga alder.

De næste 20 GW, ca 1/3 af den eksisterende kapacitet, blev opført i årene 79-84, og fylder således 40 år indenfor de næste 10 år.

...og så fremdeles!

Skulle Frankrig vedligeholde deres akraftkapacitet, så skulle de altså være i fuld gang med at opføre 20 GW ny akraft lige nu.

Hvad mon det ville gøre ved de Franske elregninger, set i lyset af HPC og Flamanville ???

Og da du sikkert følger godt med i fransk elforsyning, så er du sikkert også bekendt med at EDF pt presser voldsomt på, for at få hævet elpriserne, ikke sandt? ;-)

Trods det, er jeg er ikke bekendt med at hverken den nuværende eller den foregående regering, har/havde planer om at opføre 20 GW akraft, indenfor de næste 10-15 år, så planen er altså at lade reaktorbestanden visne i de næste 10-20 år, uden at foretage andre nyinvesteringer ned Flamanville 3.

Mon ikke det bliver vindmøller der primært kommer til at erstatte alle de udtjente reaktorer? ;-)

Og mon ikke det altsammen skyldes, at nogen i Frankrig har luret økonomien i det - ikke mindst den del af økonomien, der hænger sammen med at Frankrig har gjort for lidt for at få del af vindmølleindustrien, nu hvor denne iflg IEA står for at skulle dække 18% af det globale elforbrug i 2050 - alt imens atomkraften bare visner?

Når de ikke har investeret i ny akraft-kapacitet siden 2000, og heller ikke gør det fremover, udover én enkelt reaktor - og du bruger det som eksempel på at akraft er billigere end vindkraft - så svarer det til at køre rundt på sidste vers i en Volvo 242 fra 1984, og påstå at en 1400 kg klods på 4 hjul, med 2,3 l benzinmotor og karburator, er mere økonomisk end en Golf Bluemotion.

Og det er den jo nok også - men hvor længe? - og hvor sikkert?

  • 4
  • 1

Efter (endnu engang) at have kigget dine data efter, kan jeg kan da godt forstå hvorfor du ikke selv er ivrig efter at dokumentere hvorvidt fransk atomkraft kører lastfølge! ;-)

Eftersom RTE endnu ikke har lavet en opsummering for forbruget i Oktober, så har jeg beregnet gennemsnit-produktion og forbrug, for hvert af døgnets 24 timer for hele September.

Her kan man se hvor meget forbruget og produktionen i gennemsnit varierer over døgnet:


Søren, din metode er forkert. Du har ikke forstået opgaven. Lastfølge er ikke evnen til at variere. Og slet ikke opnå en gennemsnitlig variation. Lastfølge er evnen og viljen til at følge lasten. Kernekraft gør dette i vid omfang, men der er selvfølgelig nogle detaljer der skal på plads, for de øvrige producenter har også ret og pligt til at producere.

Kulkraften er primært fordelt på Cordemais og Vitry. Cordemais er et storskalaværk men med en lav kacitetsfaktor. De har ikke økonomi til at dække lavprisperioder, altså ingen lastfølge. Vitry ligger inde i Paris, hvor det udfører lokal forsyning. Driften følger ikke lasten.

Gaskraften har en lidt sjov historie, de fleste værker startes kun til vinterpeaket, men der er to værker i drift. Der ligger 2x 400MW CCGT helt ovre ved Saarbrucken. Det er bygget ved et gammelt marginalfelt for kul, ligesom vi kender det fra tyskernes kulmindrift. Det er det eneste gaskraftværk der kører fast stop-go. Igen, der er ikke økonomi i at køre lastfølge, når elprisen er lav. Årets kapacitetsfaktor er lav, og det minder meget om Dongs hollandske moderne gaskraftværk der nu er nedskrevet og stort set ubrugt.
http://ing.dk/artikel/dong-vaerk-samler-st...

Ved Dunkerque ligger der en industripark med masser af metalindustri og det forsynes af kernekraft. Gravelines-kernekraftværket er på 6X 900MW. Der bruges en del pet coke i metalbehandlingen, så den producerede gas medbrændes på et lokalt gaskraftværk, det er det mest miljøvenlige og økonomiske. Altså er der et industriel gasproduktion der egentlig er et biprodukt af kernekraften. Der er en næsten konstant produktion af 200 MW fra gasværket. Det kan du også aflæse i din komplet ubrugelige “variationsgraf” over gassen. Fratrækker du de kernekraftafhængige 200 MW får du endnu mere ubrugelig variation på 100% eller præcis samme effekt som stop-go poduktionen nævnt tidligere. Det er heller ikke lastfølge

Vandkraften er der mest lastfølge i, men har den magasinerne til at dække variationerne? Nej. En stor del er run of river vandkraft. Der er til nogle af døgnvariationerne, ikke fuldlasten.

Mens atomkraften altså kun varierer med 5,6%.


Og det blev så ca. 8% for oktober. Den stiger jo flere værker der meldes klar. Det er stadig sent i refuelling-sæsonen. Men den evne dækker heller ikke lastfølge. Men se denne dag i oktober, hvor dine varierende kilder ikke hjælper meget:
https://dl.dropboxusercontent.com/u/387903...
Kernekraften gør det fint på dage uden de varierende kilder.

Jeg tog også et kig på påstanden om at værker weekendlukker. Her er et histogram over produktionen for samtlige 58 reaktorer i henholdsvis weekend- og hverdagstimer i 2012.
https://dl.dropboxusercontent.com/u/387903...

Det er primært 1300MW og 1500MW reaktorerne der regulerer ned. MOX-brændslet i nogle af 900MW reaktorerne reducerer nedreguleringsevnen.

Flamanville 3 bliver idriftsat et af de kommende år, men vil kun med nød og næppe erstatte Fessenheim 1 og 2, som står overfor nedlukning, formentligt senest i 2017.


Flamanville3 vil producere mere end Fessenheim 1+2. Den lidt lavere effekt opvejes af den højere designkapacitetsfaktor. Men hvorfor tror du Fessenheim skal lukkes? Det er Frankrig mest upopulære præsidents mandat der har udløb i 2017, ikke Fessenheims tekniske integritet. Hollande er allerede begyndt at løbe fra løfterne om at kernekraften skal ned på 50% af markedet. Først undlader han at fyre EDFs Proglio der højlydt investerer i fortsat 60 års drift af alle reaktorer. Så starter debatten om at EDFs veldrevne værker bør afskrives over 50 år fremfor 40 år. Det er jo nok ikke tomme kasser de vil afskrive på.
http://www.businessweek.com/news/2013-10-1...
Og til sidst melder industriministeren ud at der ikke skal lukkes andre værker end Fessenheim.
http://www.bloomberg.com/news/2013-11-12/f...
Det ville da også være en falliterklæring at f.eks. Gravelines skulle lukke. Så lukkede man også hele metalindustrien ved Dunkerque. Det ville være noget trist at eksportere de arbejdspladser ud til et sted med ringere miljølovgivning og CO2-tungt strøm.

Dermed når Fessenheim lige at blive 40 år, som er den typiske levetid for de fleste af de akraftværker, der er blevet lukket på det seneste, pga alder.

De næste 20 GW, ca 1/3 af den eksisterende kapacitet, blev opført i årene 79-84, og fylder således 40 år indenfor de næste 10 år.


Igen Søren: Du aner ikke hvad du taler om. Værkernes tekniske levetid er udelukkende et anliggende mellem den regulatoriske myndighed ASN og driftselskabet EDF. EDF vedligeholder alle kernekraftværker som skulle de holde 60 år, også Fessenheim.
http://www.world-nuclear-news.org/RS-Fesse...

De eksisterende værker holdes ved lige, og der kommer også ny kapacitet i form af Flamanville3s 1600MW, 2500MW besparet fra energieffektiviseringer på Georges Besse2 og 1800MW fra uprates på de 20stk 1300MW reaktorer frem mod 2017. De følger selvfølgelig ikke Frankrigs hastigt voksende vinterpeak, men det hjælper.

Og da du sikkert følger godt med i fransk elforsyning, så er du sikkert også bekendt med at EDF pt presser voldsomt på, for at få hævet elpriserne, ikke sandt? ;-)


Ja. Det vil de af flere hensyn. Det er åbenlyst at EDF mangler penge til at investere i nye EPR-værker og 60års-driften på de gamle væker, ligsom der forsvandt en masse penge efter USA-eventyret der blev aflivet af skifergas. Noget langt mere interessant er EDFs rolle som skatteopkræver for staten, For der er nogle meget sære konsekvenser af at have billigt, ubeskattet strøm og hård beskatning på arbejdskraft under en krise. Set over de sidste ti år er energipriserne steget meget mindre på fransk elektricitet end de importede energiprodukter. Krisehåndteringen var således: Udsæt vedligehold, op med flere el-radiatorer og mere butiksbelysning. Det er i princippet ikke den billige strøms skyld, nærmere omvendt. Men det kan altså ikke blive ved med at gå. Ligesom Stig også nævner. Men problemet er altså at kernekraften har været så billig at folk kunne bruge løs i peaks selv under krise. Nu strammes der op med forbud mod el-lys i lukkede butikker, højere priser osv.

Det er selvfølgelig ikke et problem vi vil få i Danmark, Tyskland eller England. Her er det menneskerne der arbejder sig fattige for møllerne og ikke kernekraften der arbejder for menneskerne.

  • 2
  • 0

Der er en del alternative ideer om, hvad lastfølge vil sige. Nogle helt banale betragtninger:

1) Hvis et værk kører 100% lastfølge, vil forholdets mellem værkets gennemsnitseffekt og spidseffekt være den samme som forholdet mellem elforbrugets gennemsnitseffekt og spidseffekt i perioden.

2) Hvis værket kører en mellemting mellem grundlast og lastfølge (vi kan kalde det delvis lastfølge) vil forholdet mellem værkets gennemsnitseffekt og spidseffekt større end forholdet mellem elforbrugets gennemsnitseffekt og spidseffekt i perioden.

Det er situation 2) der gælder for de franske A-kraftværker, så konklusionen må være, at de kører delvis lastfølge. Det kan i praksis illustreres ved at se på værkernes gennemsnitlige kapacitetsfaktor, eftersom vi ved de franske A-kraftværker ofte kører ved maksimal effektivitet. Eftersom A-kraftsektoren i Frankrig har en kapacitetsfaktor omkring 74%, kan de umuligt køre egentlig lastfølge - det er ganske enkelt ikke matematisk muligt.

  • 1
  • 0