Godt - så hvis DK bygger energiøen og er medejer at de kabler der kommer til at forbinde øen med vores nabolande, så kommer vi til at tjene på transit af strøm der ellers vikke være transporteret direkte mellem fx. NO og GB. Det kan vise sig at være ganske lukrativt på sigt men det er klart at der skal investeres for at få en del af denne profit. Når vi taler om forskelle i pris mellem en ø og en platforma løsning så må det være relevant også at vende de forhold jeg bringer på bane her. (Tak for de negative tommelfingre - emnet er måske for abstrakt for alle debatører :) Måske skal vi starte med at bygge en transformator platform til de første møller OG bygge energiøen parallelt? Det er klart at det er hurtigere at sætte en platform op.
Stadig ingen der har konkret viden om hvilken status øen får og om den bliver en del af DK1 eller bliver sig eget prisområde?

En enkeltkomponent behøver ikke at kunne håndterer 3 GW, bare fordi hele platformen kan håndterer 3 GW. Platformen kan være opdelt i flere uafhængige sektioner med eller uden forbindelser på tværs så energien kan ledes uden om evt. fejlramte sektioner...

Det ser man ofte i olieindustrien, da Helge Ingstad kolliderede ud for Stureterminalen, lukkede man teminalen ned af sikkerhedsgrunde. Det førte til produktingsstop på 6 oliefelter og et gasfelt.

Selv om platformen er på 3 GW, så håber jeg da at den fordeles ind på flere kabler, således at en enkelt fejl ikke medfører at vi mister hele effekten.

Nu er 3 GW den størrelse Ørsted operere med, for enkelte transformatorplatforme. Så hvis der skal være gevinst i en energiø skal man op og bruge væsenlig større komponeneter end de 3 GW.</p>
<p>En platform har den store fordel at den kan bygges og aftestes på land, så den er klar til at blive tilsluttet, når den kommer på plads. En energiø kræver en masse montage og test arbejde ude på øen, d.v.s. ude midt på havet.</p>
<p>Se i et dansk perspektiv er selv de 3 GW nok i overkanten, de typiske HVDC forbindelser til DK er på ~0,6 GW, og lige nu på en frostdag er forbruget 4,5 GW i DK. Så en fejl på en 3 GW forbindelse vil fjerne hvad der svare til 2/3 del af forbruget. Hvis man virklig skal have komponenter der håndterer meget mere end 3 GW, så får man et meget sårbart system.

Det nye Viking Link til England, er på 1,2 GW. Forsyningssikkerheden havde naturligvis været bedre med 2 kabler på 600 MW i stedet, men der kan godt laves komponenter med meget dtor effekt.

Selv om platformen er på 3 GW, så håber jeg da at den fordeles ind på flere kabler, således at en enkelt fejl ikke medfører at vi mister hele effekten. Det samme vil helt klart komme til at gælde for en energiø på 20 GW.

AO - JDM går rundt med sølvpapirs grundet mobilstråling. Hatten filtrer ind i mellem også anden relevant stof ude ....

Det er således ikke nemt at teste. Man skal have meget kraftigt stråling. Det skal moduleres, og tændes og slukkes, med spikes som det er i en mobiltelefon. Dette skaber sidefrekvenser, og det er måske nogle bestemte frekvenser, eller støjen der aktiverer de atomarer og molekylærer svingninger i hjernen.

Og du husker slet ikke den retssag, det udløste?

AO - JDM går rundt med sølvpapirshat grundet mobilstråling. Hatten filtrer ind i mellem også anden relevant stof ude ....

Under sagen forlangte kommissionen, at der som en hastesag blev nedlagt forbud mod, at arbejdet blev fortsat, men gennem et forlig indgået for EF-Domstolen i september 1989 lykkedes det Danmark at afværge arbejdets standsning ved at love at give erstatning til de forbigåede tilbudsgivere. Sagen har været et lærestykke i, hvad man ifølge EU-retten ikke må skrive i udbudsvilkår mv."

Da vi byggede storebælt, mener jeg staten satte krav til anvendelse af dansk arbejdskraft.

"I forbindelse med opførelsen af Storebæltsbroen blev der i udbudsmaterialet indføjet en klausul om, at den entreprenør, der fik opgaven, i videst muligt omfang skulle anvende dansk arbejdskraft og danske materialer. En fransk entreprenør klagede over denne "køb dansk-klausul" til EU-Kommissionen, der anlagde sag mod Danmark ved EF-Domstolen for brud på EF-Traktaten.

Under sagen forlangte kommissionen, at der som en hastesag blev nedlagt forbud mod, at arbejdet blev fortsat, men gennem et forlig indgået for EF-Domstolen i september 1989 lykkedes det Danmark at afværge arbejdets standsning ved at love at give erstatning til de forbigåede tilbudsgivere. Sagen har været et lærestykke i, hvad man ifølge EU-retten ikke må skrive i udbudsvilkår mv."

https://denstoredanske.lex.dk/Storeb%C3%A6ltsforbindelsen

Men, er det dansk arbejdskraft? Da vi byggede storebælt, mener jeg staten satte krav til anvendelse af dansk arbejdskraft

JDM - ja; men kostede også en tabt voldgift. Så det var sidste gang vi prøvede den slags

https://ing.dk/artikel/voldgiftssag-mod-storebaelt-6506

Men, er det dansk arbejdskraft? Da vi byggede storebælt, mener jeg staten satte krav til anvendelse af dansk arbejdskraft.

I øvrigt er deet ikke så meget arbejdskraft, men store maskiner og specialskibe, der skal bruges til at anlææge kunstige øer.

Med en spansk / italiensk entreprenør der vinder udbuddet?

ved energiøer formentligt ikke går så store penge ud af landet

Ved stålkonstruktioner, må der gå en stor del ud af landet, mens der ved energiøer formentligt ikke går så store penge ud af landet

Brint rørnet med diameter 0,9m kan transportere 10GW, hvor højspænding 2x 400kV kan tranportere 4GW og elkabler i jorden under 1GW.

Hov. Hvordan kom du fra, at ingen komponenter kan håndtere 20 GW til at ingen kan håndtere mere end 3 GW?

En platform har den store fordel at den kan bygges og aftestes på land, så den er klar til at blive tilsluttet, når den kommer på plads. En energiø kræver en masse montage og test arbejde ude på øen, d.v.s. ude midt på havet.

Se i et dansk perspektiv er selv de 3 GW nok i overkanten, de typiske HVDC forbindelser til DK er på ~0,6 GW, og lige nu på en frostdag er forbruget 4,5 GW i DK. Så en fejl på en 3 GW forbindelse vil fjerne hvad der svare til 2/3 del af forbruget. Hvis man virklig skal have komponenter der håndterer meget mere end 3 GW, så får man et meget sårbart system.

Hvordan er energiøer, sammenlignet med stålkonstruktioner, når vi ser på den samlede økonomi fra statens synspunkt. Ved stålkonstruktioner, må der gå en stor del ud af landet, mens der ved energiøer formentligt ikke går så store penge ud af landet - med andre ord, pengene havner tilbage igen i statskassen, og en stor udgift, giver en stor skatteindtægt årene efter. Ved store projekter, skal staten måske ikke kun tænke i udgiften, men ligeså meget i hvor store skatteindtægter at finansieringen medfører. Hvis udgifterne går direkte til lønninger og i statskassen, så er det måske en billigere løsning. Ansættes mange der ikke betaler skat i Danmark, så medfører det måske en for lav returstrøm tilbage til staten.

Hvis der ikke er nogle komponenter der kan håndterer mere end 3 GW, så er gevinsten begrænset stordrift.</p>
<p>

Hov. Hvordan kom du fra, at ingen komponenter kan håndtere 20 GW til at ingen kan håndtere mere end 3 GW?

Fx hvis NO sender strøm over øen til GB får vi halvdelen prisforskellen i de to lande

PJ - det vil da helt komme an på hvilke aftaler der laves!

F.eks. er aftalen på Skagerak forbindelserne, at pris differensen spares op i en pulje, der kan bruges til en kommende Skagerak 5

Er der nogen der ved hvilken statur en kommende energi ø / samling af platforme kommer til at få i elnettet? Bliver "øen" til DK3 eller bliver den en del af DK1? Hvis øen bliver forbundet med DK/DE/NL/GB/NO med kraftige forbindelser er det vel en fordel at det er os der ejer øen og muligvis en fordel hvis øen er sit eget prisområde. Fx hvis NO sender strøm over øen til GB får vi halvdelen prisforskellen i de to lande. Det kræver selvfølgelig at vi har været med til at betale for kablerne, men kan øen på den måde ikke ende med at blive en god forretning for lille DK? Det må også give nogle muligheder for at kontrollere elprisen og i perioder selv købe meget billig el der kan konverteres til hydrogen direkte på øen og sendes til lagring eller PtX i en rørledning

Et elektrolyseanlæg skal ikke ligge på en energiø i nordsøen. I nordsøen er afstandene ikke større end at man kan føre strømmen i land.
At bygge og servicerer et elektrolyseanlæg på en øde ø, er alt for kostbart.

EU og især Tyskland satser på brint og brint gasnet fra Nordsøen til Sahara for udveksling af energi.

Brint rørnet med diameter 0,9m kan transportere 10GW, hvor højspænding 2x 400kV kan tranportere 4GW og elkabler i jorden under 1GW.

Beregninger viser at der kan kan lagres over 1.000TWh i DK saltkaverner, hvis mulige saltkaverner (2 til naturgas og 5 til brint) udnyttes.

Og med daglig elnet effekt forbrug i DK på 5GW er der lagret nok energi til et års forbrug, hvis kraftværker anvender gasturbiner opgraderet til 100% brint med turbine virkningsgrad over 30%

Forkert. Ingen enkeltkomponenter kan håndtere 20 GW.

Hvis der ikke er nogle komponenter der kan håndterer mere end 3 GW, så er gevinsten begrænset stordrift.

Et elektrolyseanlæg skal ikke ligge på en energiø i nordsøen. I nordsøen er afstandene ikke størrer end at man kan føre strømmen i land.

At bygge og servicerer et elektrolyseanlæg på en øde ø, er alt for kostbart.

Siemens har længe været på jagt efter løsninger til at lagre el fra vindmøller og understreger,mat med de 80 mio. ton brint, der hvert år fremstilles ud fra fossile brændstoffer, så er det afgørende at brint kan fremstilles bæredygtigt for at nå målene i Paris-aftalen. Se link

https://ing.dk/artikel/tysk-havvindmoelle-skal-producere-brint-paa-stedet-242696

Der er mange underjordiske saltkaverne, som er egnede til brint energilagring.Se link

Energiø/platforme forberedt til brint elektrolyseanlæg bør have adgang til GWh/TWh brint underjordisk energilagring i saltkaverner. Og adgang til 10GW (rørdiameter 0,9m) brintrørnet infrastruktur (England, Holland, Tyskland, Danmark).

https://www.energnet.eu/sites/default/files/3-Hevin-Underground%20Storage%20H2%20in%20Salt.pdf

Siden 2014 har Gas Storage DK arbejdet med brint elektrolyse og brint lagring i undergrunden. Og målet er i 2025 at etablere 350MW elektrolyseanlæg, 200GWh brint underjordisk lager mellem Hobro og Viborg med 320MW komprimeret luft energi anlæg. Se link

NEW, LARGE-SCALE HYDROGEN HUB TO SUPPORT DENMARK’S GREEN TRANSITION. Dec 2020

https://energinet.dk/Om-nyheder/Nyheder/2020/11/30/Nyt-stort-brintanlaeg-kan-styrke-Danmarks-groenne-omstilling

Side 2017 har Energinet udført test med gradvis brint i naturgasnet. Og har bevist med lækagetest og sikkerhedstest over flere år, at 15% brint er mulig umiddelbart at tilføre naturgasnet. Og yderligere test op til 30% brint vil blive udført. Se link

Energy Storage – Hydrogen injected into the Gas Grid via electrolysis field test

https://en.energinet.dk/About-our-news/News/2019/05/21/Danish-gas-system-able-to-store-wind-energy

https://en.energinet.dk/-/media/05ED24206FC04069817A3860DF56C3F7.pdf

Udover de andre debat-indlæg: - hvis effektiviteten er 33-50% i elektrolyse

Det som Ørsted diplomatisk siger, er at effektiviteten er 0% da teknologien ikke eksisterer og på trods af meget lobby arbejde med at få artikler i ingeniøren og få stats tilskud, så er der i industrien reelt ingen off the shelf produkter man kan købe til det her - deraf sammenligningen med IC4 tog de kom med...

De første 3 GW bliver måske billigere, men med den ene løsning skal man betale den samme pris for de næste 3 GW

Det er risikabelt at tage en stor startinvestering i en branche med høj innovation.

Udover de andre debat-indlæg:

• hvis effektiviteten er 33-50% i elektrolyse, så kan man "spare" 67-50% i kapacitet i søkablet. Med de kendte priser på søkabler, så er offshore elektrolyse måske en god ide.

Hvad så med spildvarmen, som vi ellers gerne vil udnytte ? Tja, det hele er een stor optimeringsopgave. Måske er flere møller, og tab af spildvarme, billigere end søkabeler. Og husk lige, at landkabler ikke ligge ligger til højrebenet - slet ikke i Tyskland, og heller ikke i Danmark. Men det kan da godt være, at vi vil betale merprisen og så udnytte spildvarmen. Der er forskel på om den smides væk on-site, eller i land hvor der er andre muligheder.

Et nedbrud på en platform lukker for 1-2 GW, et nedbrud på en energiø kan lukke for 15-20 GW.</p>
<p>

Forkert. Ingen enkeltkomponenter kan håndtere 20 GW.

En hypotetisk 20 GW energiø (ved ikke om et er rentabelt at samle så meget vindstrøm på én ø, eller det er bedre at lave 2 øer) vil formentlig have et 2-3 GW eksportkabel til DK, DE, NL og UK med resten som on-site brintproduktion, der kan føres til et antal lande eller konverteres til ammoniak.

Jeg ved ikke så meget om fremstilling af kunstige øer med betonsænkekasser. Jeg forestiller mig at periferien er dyr og det inden for er noget billigere; primært sand.

Det er en interessant analyse, om det kan betale sig at bygge areal til konvertering af brint på øen, eller om det i det tilfælde giver mere værdi at lede brinten (eller strøm) til land, hvor det kan konverteres eller distribueres.

Mulighederne synes mange. Det er straks sværere at vurdere, hvad der kan betale sig. Hvis f.eks. der kommer et stort forbrug af ammoniak til en fornuftig pris.

Hvis der er tale om 3 GW, relativt tæt ved kysten, hvor al strømmen skal i land, så er en fast ø nok ikke rentabel.

Er der derimod tale om høst af vindenergi på Dogger banke, som er langt fra land og på lavt vand, så bliver det mere relevant med en fast ø, hvor også en del af vindenergien kan konverteres til brint på stedet og ikke ilandføre mere strøm end vi kan aftale alligevel. Når det er sagt, så er det ikke så meget ilandføringen af strømmen, der er dyr, men i højere grad distribution af strømmen over land gennem et forgrenet elnet. Ingen brokker sig over kabler langs havbunden, men få er glade for adskillige parallelle 400 kV ledninger over hovedet.

Et nedbrud på en platform lukker for 1-2 GW, et nedbrud på en energiø kan lukke for 15-20 GW.

Det kan sammenlignes med elinstallationen i et hus hvor en kortslutning kun medføre at den ene sikring springer, således at der fortsat er spænding i resten af huset. Til modsætning vil en enkelt jordfejl slukke for HPFI-relæet der tager hele tavlen. Ved at installere et HPFI-relæ for hver sikring, ville man begrænse afbrudet i huset, ved jordfejl.

Et nedbrud på en platform lukker for 1-2 GW, et nedbrud på en energiø kan lukke for 15-20 GW.

Et elektrolyse anlæg på en energiø bliver meget dyrt i anlæg og drift. Man skal sørge for ALT på øen, man kan ikke bare lige bestille en håndværker eller en reservedel ude fra byen.

På et offshore oliefelt adskiller man olie og gas, alle de andre "dyre" processer laver man på fastlandet.

Ja, men hvis det tager 8 år at lave en energiø, og 3 år at lave en platform (du kan ændre tallene til 10 og 5), så kan en platformsløsning med 5 ekstra driftsår (kablet mv. genbruges) være fordelagtig som en start og med en levetid på 15 år.

Jeg mener det er en meget dårlig idé at lade delmål stå i vejen for slutmålet!

Der sker ikke noget specielt i 2030, andet at man gør status op og har det som pejlemærke.

Vi skal formentlig have over 20 GW vind i Nordsøen, så målet må være det, der er billigst i længden.

@Michael Rangård Jeg er enig.

Udgifteren er næsten

Platforme: u = k1 * n, hvor k1 er prisen per platform og n er antallet

Energiø: u = g + k2 * n, hvor g er grundinvesteringen og k2 er prisen per udvidelse og n er antallet af udvidelser (f.eks. tillæg af 3 GW i trin som 3, 6, 9).

Hertil kommer søkabler, som komplicerer beregningerne lidt.

Graferne, og eventuelt skæringspunkt, kan tegnes / findes af en gymnasieelev - hvis værdierne er kendt.

Det "lidt" sjove er så, at eet af argumenterne for letbanen i København fra Gladsaxe-borgmesteren var / er, at "når den først er lavet så kan den ikke ændres" - underforstået, at busser / BRT har mindre initialinvestering, så .......

Svagheden er, at ydelsen nødvendigvis er en niche-ydelse - fordi tilbudsgiver har svært ved at byde på fremtidens behov.

De første 3 GW bliver måske billigere, men med den ene løsning skal man betale den samme pris for de næste 3 GW og ved den anden løsning har man måske allerede taget størstedelen af investeringen... Hvad bliver samfundsmæssigt den bedste løsning når det er målsætningen for 2050 der skal nås...

Risikoen er naturligvis at man ikke får udnyttet den merinvestering fordi der sker noget der gør at man aldrig får installeret de næste parker... Den risiko må de ansvarlige vurdere...

Et punkt de også skal huske at værdisætte er hvad der sker efter 35 år (dvs. i 2055-2060 når levetiden på de første 3 GW udløber). Energiøen kan umiddelbart anvendes til efterfølgerne anlæg, men det vil sandsynligvis kræve en ny platform til den nye park, der opføres mens den gamle stadig er i drift...

Det lyder jo umiddelbart fornuftigt at udbyde ydelsen og ikke løsningen (design).

Svagheden er, at ydelsen nødvendigvis er en niche-ydelse - fordi tilbudsgiver har svært ved at byde på fremtidens behov.

Umiddelbart virker en platformsløsning, som er velkendt fra olie og gas, mere modulær. Platforme (til e.g produktion af fuel) kan vel være flydende ? "Supertankere" er velkendt teknologi, så store produktionsanlæg er vel ikke et problem.

Energiøen lyder godt (politisk salgbar), men har måske for høj grundpris (initial-investering). Og måske skal man lige overveje hvor x mia. m3 fyld skal hentes og med hvilke konsekvenser (åh, nej, igen: miljø).