Overset bombe under regeringens grønne håb: Power-to-x kan fordoble erhvervslivets vandforbrug
Der ligger en vandbombe under regeringens storstilede planer om udrulning af power-to-x-teknologien, der omdanner grøn el til brændstoffer. Det påpeger flere fagfolk i vandsektoren, bl.a. direktøren for Lemvig Vand og Klimatorium, Lars Holmegaard.
»Ud fra foreløbige forespørgsler fra lokale PtX-producenter til Lemvig Vand vurderer vi, at efterspørgslen på vand til erhvervsbrug vil stige mere end 100 procent,« siger Lars Holmegaard.
- emailE-mail
- linkKopier link
Fortsæt din læsning
- Sortér efter chevron_right
- Trådet debat
Hej Stig Libori
Når du ikke har læst rapporten er det næppe der du har rør- og pumpepriser fra?Hvor finder man rør- og pumpepriser?</p>
<p><a href="https://ens.dk/sites/ens.dk/files/Analyser..">https://ens.dk/sites/ens…;
<p>Jeg har ikke læst rapporten endnu, men kan da se, at de giver en masse relevante sammenhænge. Jeg frygter, at man selv er nødt til at "oversætte" tallene til offshore. Der ville jeg nok vælge samme omregningsfaktorer som for HVDC.
Måske du kune løfte sløret for hvor du finder priserne?
Nu har jeg fået læst afsnittet, og lavet lidt beregninger med priser på rør, pumper, ventiler mm.
Det første der springer i øjnene, når jeg regner på det er, at der skal genpumpes og ventileres så meget, at de mange platforme i havmølleparkerne bliver en langt større fordel, end pumper på hver af dem er en merudgift.
Det andet der springer i øjnene er, at fordi man meget gerne vil undgå at elkabler og gasrør krydser hinanden, er der to mulige udlægningsstrategier:
- Læg elkablerne som foreslået af COWI, og før så gasrørene rundt om hele området (gasrør er markant billigere end elkabler)
- Alternativt bygger man endnu en energiø mod syd i havmølleområdet (omkring 50-60 kilometer syd for den første). Fordelen er, at så kan både elkabler og gasrør føres parallelt ind til de to energiøer i et radialt mønster, hvor man så forbinder de to energiøer vha gasrør samt AC-kabler.
Den sidste løsning ser billigst ud. I forvejen er den kun 3-4 mia dyrere end løsningen med "kun" en energiø, selvom der kun skal føres elkabler. Det skyldes besparelser på transformatorplatforme og søkabler. Men den vil også være markant billigere i gasrør (hvor meget kan jeg ikke sige endnu, da jeg ikke kender merprisen for at lægge rør til søs), så det ligner en "bargain". Samtidigt får man mere plads til PtX og energilagring ligesom man kommer tættere på naturgasledningerne til land, hvilket kan være en strategisk fordel, hvis man eksempelvis vil føre brint via en af naturgasledningerne (der er også andre mulige gasstrategier).
Som en lille detalje kan jeg nævne, at uanset hvilken af de to energiø-strategier man ender med, vil det være en fordel at føre gasrørene til Siri-korridoren via en af havmølleparkerne, i stedet for at se øen som den sidste station inden brintlageret. Det skyldes igen muligheden for at bruge havmølleparkerne til ventilation og boosterpumpning.
Hvor finder man rør- og pumpepriser?
https://ens.dk/sites/ens.dk/files/Analyser/technology_data_for_energy_transport.pdf#page=127
Jeg har ikke læst rapporten endnu, men kan da se, at de giver en masse relevante sammenhænge. Jeg frygter, at man selv er nødt til at "oversætte" tallene til offshore. Der ville jeg nok vælge samme omregningsfaktorer som for HVDC.
Hej Stig Libori
Det er jo superspændende. På et tidspunkt var dit koncept 5 elektrolyseanlæg på 5 vindmøller med forstærkede fundamenter og platforme:Jeg har regnet på forskellige modeller, men finder, at platformsløsningen giver bedre økonomi.
Hvordan regner du på prisen på 3 vs 5 anlæg?
Hvad koster en jacket vs en forstærket fundament og platform?
Igen spændende: Hvor finder man rør- og pumpepriser?I øvrigt har jeg da taget udfordringen op og fundet nogle rør- og pumpepriser,
I den anden tråd fik jeg indtrykket at elektrolysen skulle placeres i møllen.
Jeg har regnet på forskellige modeller, men finder, at platformsløsningen giver bedre økonomi.
Det er ikke en optimal løsning jeg går efter. Jeg går mere efter at finde modeller, som er bedre end dem jeg sidst regnede på. Lige nu fokuserer jeg på havmølleparkerne, men på et tidspunkt, vil jeg også analysere situationen inde på energiøen (hvor soec ser meget interessante ud).
I COWI rapporten regnede de også på, om det kunne betale sig med 1 MW ammoniakproduktion på energien. Det fandt de en positiv økonomi ved, men de gjorde heller ikke noget forsøg på at optimere problemet.
I øvrigt har jeg da taget udfordringen op og fundet nogle rør- og pumpepriser, så jeg kan optimere lidt på rørføringen. Jeg tror nu stadig ikke, at det kan betale sig at pumpe trykket op ude i parkerne, men det vil jeg regne på.
Hej Stig Libori
Fair nok. Jeg regner med møller med 340 meter rotordiameter udlagt i et 10D x 7D grid. Platformene med elektrolyse befinder sig 5D fra nærmeste havmølle og befinder sig altså 1,7 kilometer fra møllerne. Jeg tror ikke, at du behøver være så bekymret i den sammenhæng.
I den anden tråd fik jeg indtrykket at elektrolysen skulle placeres i møllen.
Jeg ville heller ikke placere dem på alle møllerne, fordi aec ikke har behov for varmetilførsel, men placere dem på 5 vindmøller med forstærkede fundamenter og platforme, hvor der pumpes op i tryk.
Tryksætningen behøver vel at mærke ikke at ske ved alle mødller, men kan ske ved en modtagemølle,
Tryksætningen behøver vel at mærke ikke at ske ved alle mødller, men kan ske ved en modtagemølle,
Man kan udnytte "spildvarme" fra havmøllerne til elektrolysen
Der er nogle ret store potentielle fordele ved, at placere elektrolyse i/ved havmøllerne:
Der bliver næppe tilstrækkelig plads til almindelige containerløsninger. Dels er containere kantede, mens vindmølletårne er svagt konisk cirkulære, dels skal der godt nok mange containere til, hvis det skal batte noget. Men en sammenbygning af tårn, elektrolysebygning og TP virker oplagt.</p>
<p>Hvis det ender med at kræve kraftigere MP's, vil man nok foretrække kun at have elektrolyse i nogle af møllerne (hvor det så vil fylde endnu mere). Det ville kræve nogle DC kabelstræk, men til gengæld spare brintrør.
et er kun elektrolysedelen, som kan gøres "smartere" på havet, fordi man kan udnytte det næsten tomme vindmølletårn og fundamentet dobbelt. Da hele logistikken omkring store havmølletårne allerede er på plads, kan man på den måde industrialisere elektrolysedelen af PtX. Man laver så den lukkede elektrolysedel på en passende fabrik på havnen og bygger den sammen med vindmølletårnet, inden der udskibes.
Er vand til afkøling af kk-værker ikke netop problemer der er opstået i f.eks. Frankrig?
Jo, adskillige af værkerne er kølet med flodvand. Det giver problemer med opvarmning af floderne i varme perioder. I Danmark har haft samme problem med Fynsværket, menst fordi kølingen sker til et Natura 2000 område, så der er stramme regler for, hvor kraftig opvarmningen må være. I Frankrig er det ret høje temperaturer der er tale om: https://www.reuters.com/article/uk-france-nuclearpower-weather-idUKKBN1KP0EV
I stedet for at køle vha en flod, kan man fordampe vand, og dermed opnå en meget stor afkøling pr m³ vand, men til gengæld fjerner man aktivt vandet på den måde, i stedet for "blot" at opvarme det.
Sådan noget som omkostninger til ATEX ved møllen hvor de modulære elektrolyseanlæg skal være virker for mig helt uoverskuelig.
Fair nok. Jeg regner med møller med 340 meter rotordiameter udlagt i et 10D x 7D grid. Platformene med elektrolyse befinder sig 5D fra nærmeste havmølle og befinder sig altså 1,7 kilometer fra møllerne. Jeg tror ikke, at du behøver være så bekymret i den sammenhæng.
Der vil være 3 elektrolyseplatforme i hver havmøllepark.
Hej Stig Libori
Det er fint, vi har tydeligvis ikke læst samme økonomiske lærebøger og det er interessant at få en anden vinkel, selvom jeg døjer med at gennemskue logikken.Jeg tror jeg hopper af her, medmindre du faktisk begynder at sætte dig lidt mere ind i problematikken end nogle standardtal.
Hvilket imponerer mig.Jeg har faktisk regnet en hel del på det her...
F.eks er har jeg meget svært ved at gennemskue hvilke priser du bruge på forskellen mellem en 1000 MW subsea kabel og et på 2500 MW.
Sådan noget som omkostninger til ATEX ved møllen hvor de modulære elektrolyseanlæg skal være virker for mig helt uoverskuelig.
Og også hvad prisen er på en indbygget 1" rør i en umbillical vs et setup med tankanlæg og bunkerstation ved de enkelte elektrolyseanlæg inklusiv et forsyningsskib med procesvand.
Hvor får du du tallene fra?
Mon ikke man i Centraleuropa er klar over at akraft kræver betydelig mindre vand end havvind :-)Der har været talt om at akraft kunne have sin berettigelse i Centraleuropa hvor man ikke har samme adgang til havvind som vi har i Danmark men her kan manglen på kølevand være et problem.
Der har været talt om at akraft kunne have sin berettigelse i Centraleuropa hvor man ikke har samme adgang til havvind som vi har i Danmark men her kan manglen på kølevand være et problem.
A-kraft skal bruge massive mængder vand til køling og der er begrænset adgang langt fra kysten der kan umuliggøre yderligere udbygning af akraft til elektrificering i central og Østeuropa.
Hvis man skal vurdere om den for nemhed antagede eksempel er realistisk skal man vurdere hvilken siuation de forskellige parter i den økonomiske trekanktsdrama befinder sig.
Her må jeg henvise til mine tidligere svar.
Vi har tidligere diskuteret hvad elpris man kan forvente på en energiø. Man befinder sig mellem 5 store markeder.
Det afhænger af, hvilke markeder der er forbundet. I COWI's eksempel er det 4 markeder. Man kan eventuelt lade energien blive sit eget prisområde, men det er absolut ikke afgjort endnu. Hvis noget af strømmen slet ikke kommer til energiøen, fordi der ikke er installeret transmissionskapacitet til det, er elmarkedet ude ved havmøllerne endnu et marked, hvor elektrolyseanlægget kan få prioritet, mod at betale en merpris, for at vindmøllerne kan få en hedging fordel. Den er så attraktiv en mulighed, at det er svært at forestille sig, at det ikke vil ske.
Der skal lægges kabler til samtlige vindmøller. Om man lægger kabler til 2500 MW eller kun
Hvis vi antager, at der ikke skal laves elektrolyse i selve havmøllerne, skal der lægges kabler til deres peakeffekt (2500 MW i eksemplet). Det der diskuteres er derimod, hvor meget af effekten der er DC til elektrolyseanlægget, og hvor meget der er AC til energiøen. I eksemplet var det 1000 MW til energiøen (som i COWI's eksempel) og 1500 MW DC til elektrolyseplatforme i havmølleparken.
Diskussionen om merprisen på offshoreelektrolyse blev affærdiget med modulær opbygning etc.
Ja, og modulerne vil blive produceret på land, med en vægt så installationsskibene kan løfte dem op på monopæle med samme størrelse som havmøllernes. Og ja, jeg har regnet på vægt- og størrelse. Når det gælder selve vindmøllen inklusive installetion, er prisen for en offshorevindmølle omtrent 20% dyrere end en landvindmølle at opstille. Det der gør ofshoreparkerne væsentligt dyrere, er fundamenter, kabler, transformatorstationer og ilandføring.
Alligevel kan offshore møller betale sig, og endda betale penge til statskassen. Det skyldes projekternes størrelse, med meget professionelle opstillere og investorer.
Jeg forventer også 20% dyrere elektrolyseanlæg (capex), samt priser på fundamenterne, som svarer til de tilsvarende havmøller, samt 50% dyrere opex. Og det kan stadig betale sig, fordi brintrør er billigere end elkabler.
En vurdering er at CAPEX udgør ca 1/3 af elektrolyseprisen
Det afhænger hovedsageligt af prisen på strøm. Jeg anvender Capex fra energistyrelsens teknologikataloger for 2030 plus 20% for offshoreinstallation, plus fundamenter.
Jeg tror jeg hopper af her, medmindre du faktisk begynder at sætte dig lidt mere ind i problematikken end nogle standardtal. Jeg har faktisk regnet en hel del på det her...
Hej Stig Libori
Skal vi starte med at blive enige om at det ikke er mig, der har startet 2 tråde og det heller ikke er mig, der har bedt dig kommentere i 2 spor?Nu sidder du jo og debatterer med mig i to tråde, på en måde som minder mest om en person, som ikke ønsker at deltage konstruktivt i debatten
Der ligger et forståelsesproblem når du skriver "Lad os for nemheds skyld antage". Jeg forventer vi taler om hvad vi finder realistisk teknisk og økonomisk scenarie.Lad os for nemheds skyld antage, at havmølleparken kan leverv 2500 MW strøm, men "kun" kan sende 1000 MW videre til energiøen i elkabler. I parken befinder sig elektrolyseanlæg, som maksimalt kan lave elektrolyse af 1500 MW elektricitet.</p>
<p>Når vindmølleparken producerer mere end 1000 MW er elektrolyseanlægget derfor "tvunget" til at aftage "overskuddet". Jeg har foreslået, at det nok vil blive til en fast elpris, fordi det er en fælles interesse for de to producenter. Lad os sige 18 øre/kWh, og lad os sige, at elektrolyseanlægget har en kippris på 32 øre/kWh.
Hvis man skal vurdere om den for nemhed antagede eksempel er realistisk skal man vurdere hvilken siuation de forskellige parter i den økonomiske trekanktsdrama befinder sig.
Vi har tidligere diskuteret hvad elpris man kan forvente på en energiø. Man befinder sig mellem 5 store markeder. Ved mellemproduktion vil import fra lavprisområde trække prisen ned, hvilket er der hvor elektrolyseejer køber el på de frie marked. Ved maks prododuktion vil det begrænsede eksportmulighede trække prisen op, men det er her elektrolyseejer køber el på den lave faste aftale. Inden vindmølleejeren indgår den antagede aftale vil man nok overveje samtidigheden mellem maks effekt og lav pris.
Der skal lægges kabler til samtlige vindmøller. Om man lægger kabler til 2500 MW eller kun til 1500 MW handler om den marginale omkostning til kraftigere kabler vs den mulige merindtægt. Det samme betragtning kan gøres for H2.
Diskussionen om merprisen på offshoreelektrolyse blev affærdiget med modulær opbygning etc. Men hvis man ser på den anden meget modulære ting ved en offshore vindpark nemlig vindkraft, har Kaare Sandholt henvist til Bloomberg, som indikere at offshore vind koster dobbelt op på onshore,
https://ing.dk/blog/derfor-a-kraft-truet-energiteknologi-227309
Jeg ved ikke hvad der tale for at samme ratio ikke skulle være gældende for offshore og onshore elektrolyse.
En vurdering er at CAPEX udgør ca 1/3 af elektrolyseprisen, så den dobling af prisen skal opvejes af den lavere distributionsomkostning. Det er ikke en ligning jeg finder indlysende til offshore elektrolyses fordel. Men hvis den faldt ud til offshore elektrolyses fordel, hvorfor så ikke aftage den fulde kraftproduktion?
Du har tidligere utallige gange påpeget at elektrolyseejeren kun vil producere af "peak strøm", med ovenstående forstår jeg at elektrolyseejeren vil producere sålænge salgsprisen dækker de inkrementielle omkostninger. Hvilket bringer mig tilbage til et af mine første spørgsmål, hvor aftager elektrolyseejeren ikke al strøm?
Nu sidder du jo og debatterer med mig i to tråde, på en måde som minder mest om en person, som ikke ønsker at deltage konstruktivt i debatten. Men lad mig prøve at skære det ud i pap, at der er to principielt forskellige måder elektrolyseanlægget vil købe strøm på i parken.
Lad os for nemheds skyld antage, at havmølleparken kan leverv 2500 MW strøm, men "kun" kan sende 1000 MW videre til energiøen i elkabler. I parken befinder sig elektrolyseanlæg, som maksimalt kan lave elektrolyse af 1500 MW elektricitet.
Når vindmølleparken producerer mere end 1000 MW er elektrolyseanlægget derfor "tvunget" til at aftage "overskuddet". Jeg har foreslået, at det nok vil blive til en fast elpris, fordi det er en fælles interesse for de to producenter. Lad os sige 18 øre/kWh, og lad os sige, at elektrolyseanlægget har en kippris på 32 øre/kWh.
I en konkret situation producerer havmøllerne måske 1800 MW. Så skal elektrolyseanlægget mindst aftage 800 MW el til 18 øre/kWh. Om de vil aftage mere strøm, afhænger af den aktuelle elpris. Lad os sige, at den er 12 øre/kWh (det kunne eksempelvis være om natten). Så vil elektrolyseanlægget vælge også at købe så meget strøm som muligt (det vil sige 700 MW) til en pris, som ligger midtvejs mellem elprisen og kipprisen (det vil sige 22 øre/kWh). Havde elprisen ligget over kipprisen, ville elektrolyseanlægget "kun" have produceret de 800 MW til fast elpris.
Den producerede brint sendes til energiøen, hvor den kan sælges til PtX på energiøen, sendes til lager (formentligt i Siri-korridoren), eller måske sendes til land (hvis der er opbygget et internationalt brint-grid.
Så snart vi når til energiøen, er der altså mulighed for et brintgrid, og der kan ske mange forskellige ting med den producerede brint. Men fra havmølleparken til energiøen er det ret simpelt: Der ryger brinten kun en vej.
Dette besvarer vist dine spørgsmål i begge tråde. Da de ligner hinanden meget, synes jeg, at vi skal holde debatten her, så det ikke bliver for forvirrende.
Hej Stig Libori
Findes der et økonomisk rationelt menneske, der vil sælge billigere end han kan få fra højeste byder? Er det ikke common sense?Men det ændrer ikke ved at din beregning viser at elektrolyse anlægget kan købe strøm til 2/3 af prisen.</p>
<p>Nej, men det forklarer, hvor vindmøllejeren vil nægte at sælge strøm til lavere pris end han kan få fra højeste byder.
Du har tidligere utallige gange påpeget at elektrolyseejeren kun vil producere af "peak strøm", med ovenstående forstår jeg at elektrolyseejeren vil producere sålænge salgsprisen dækker de inkrementielle omkostninger. Hvilket bringer mig tilbage til et af mine første spørgsmål, hvor aftager elektrolyseejeren ikke al strøm?Men uanset er H2 det eneste der dækker offshore elektrolyseanlæggets faste omkostning og her gælder at sålænge salgsprisen dækker de inkrementielle omkostninger vil man producere.</p>
<p>Præcis. Man vil producere brint af al strøm, som ligger under anlæggets kippris. Også selv om en del af gevinsten op til kipprisen deles med vindmølleejeren - Altså, at elektrolyseanlægget betaler "overpris" for den del af strømmen, mod at få strømmen til fast pris billigere.
Men det ændrer ikke ved at din beregning viser at elektrolyse anlægget kan købe strøm til 2/3 af prisen.
Nej, men det forklarer, hvor vindmøllejeren vil nægte at sælge strøm til lavere pris end han kan få fra højeste byder.
Men uanset er H2 det eneste der dækker offshore elektrolyseanlæggets faste omkostning og her gælder at sålænge salgsprisen dækker de inkrementielle omkostninger vil man producere.
Præcis. Man vil producere brint af al strøm, som ligger under anlæggets kippris. Også selv om en del af gevinsten op til kipprisen deles med vindmølleejeren - Altså, at elektrolyseanlægget betaler "overpris" for den del af strømmen, mod at få strømmen til fast pris billigere.
Hej Stig Libori
Men det ændrer ikke ved at din beregning viser at elektrolyse anlægget kan købe strøm til 2/3 af prisen.Meningen er ikke, at al strøm kan sælges til 2/3 af den normale elpris. Meningen er, at vindmøllerne sparer netkapacitet, så de er interesserede i en fastprisaftale på peakstrømmen - en interesse de deler med elektrolyseanlægget (vindmøllerne er "bange" for lave elpriser, elektrolyseanlægget for høje).
Vindmølle plus fundament koster altså 9 mio/MW (kapitaludgiften på strøm solgt i havmølleparken), mens hele investeringen er på 13,1 mio/MW. Strøm der sælges i havmølleparken kan derfor sælges til 68,7% af prisen for vindmøllestrøm solgt på energiøen med disse tal.
Men uanset er H2 det eneste der dækker offshore elektrolyseanlæggets faste omkostning og her gælder at sålænge salgsprisen dækker de inkrementielle omkostninger vil man producere.
Meningen er ikke, at al strøm kan sælges til 2/3 af den normale elpris. Meningen er, at vindmøllerne sparer netkapacitet, så de er interesserede i en fastprisaftale på peakstrømmen - en interesse de deler med elektrolyseanlægget (vindmøllerne er "bange" for lave elpriser, elektrolyseanlægget for høje).
Men det gælder kun for strøm, som vindmøllerne ikke kan afsætte til energiøen. De vil naturligvis altid gå efter den højest mulige elpris.
Den del af elektrolyseanlæggets produktion, som ikke vedrører det "tvungne" strømforbrug glder det om at "handle" med. Fra elektrolysens synsvinkel vil de være villige til at betale mere end sædvanlig for dette elforbrug mod som modydelse at få det tvungne elforbrug billigere. Handlen går fra elektrolysens synsvinkel ud på, at være sikret en så fornuftig grundforrentning som muligt. Fra vindmølleejers synspunkt er fordelen derimod, at ved lave elpriser er vindmøllejer delvist beskyttet imod de lave elpriser, fordi elektrolyseanlægget så vil køre på "fuldt tryk", og betale mere end markedsprisen på strøm.
Den form for "hedging" øger i princippet ikke den samlede indtægt (det gør de tekniske synergier derimod), men den gør investeringerne i vindmøllerne hhv elektrolyseanlægget meget mere "lækker" for en investor, fordi investorer er risikoaverse. Dermed falder forrentningskravet, hvilket giver en bedre indtjening.
Hej Stig Libori
Måske du kunne uddybe nedestående?Du har slået fast at elektrolyseanlægget kan købe strøm til 2/3 af den landbaseret konkurrent.</p>
<p>Nej, det er ikke det jeg har "slået fast".
Jeg forstår det sådan, at du skriver at strøm kan sælges i havmølleparken til 68,7% af prisen for vindmøllestrøm solgt på energiøen.
Vindmølle plus fundament koster altså 9 mio/MW (kapitaludgiften på strøm solgt i havmølleparken), mens hele investeringen er på 13,1 mio/MW. Strøm der sælges i havmølleparken kan derfor sælges til 68,7% af prisen for vindmøllestrøm solgt på energiøen med disse tal.</p>
<p>Hvis vi antager, at der er kalkuleret med en gennemsnitspris på strømmen der sælges på 30 øre/kWh, kan strøm der sælges i havmølleparken derfor sælges til 20,6 øre/kWh.</p>
<p>Nu er der en række tab ved at sende strømmen til energiøen, i stedet for at sælge den i havmølleparken til et elektrolyselskab. Man sparer tab i en DC/AC omformning i møllen, kabeltab på vej til energiøen, tab i AC/HVDC omformning på energiøen og AC/DC konverteringstab på elektrolyseplatformen. Til gengæld er der kabeltab fra vindmøllen til elektrolyseplatformen. Da elektrolyseanlægget hovedsageligt bruger peakstrøm, hvor kabeltabene er størst, antager jeg, at der effektivt når 7% mere effekt frem til elektrolyseplatformen, end der ville være nået til HVDC-kablerne på energiøen. Det betyder, at strømmen nu effektivt kan sælges for 19,3 øre/kWh.
Du har slået fast at elektrolyseanlægget kan købe strøm til 2/3 af den landbaseret konkurrent.
Nej, det er ikke det jeg har "slået fast".
Hej Stig Libori
Den omkostning vindmølle ejeren sparer må være mindre kvadrat kabler?Det er "kun" peakstrømmen elektrolyseanlægget kan købe billigt, da det er den vindmølleejer ikke har dimensioneret kabler osv til at få til energinets kabler. Det sparer vindmøllejeren for en masse udgifter, som giver en gensidig interesse i at aftale en fast pris for peakstrømmen, som begge parter finder attraktiv.
Sålænge elektrolyseanlægget betaler mere end energiøen kan han vel godt købe strømmen uanset hvad kablet er dimensioneret til. Du har slået fast at elektrolyseanlægget kan købe strøm til 2/3 af den landbaseret konkurrent. Da valg om produktion eller ikke produktion udelukkende gælder den inkrementielle omkostning vs salgspris kan jeg simpelthen ikke så hvornår offshore, når anlægget er etableret, elektrolyseanlægget ikke skulle køre maksimal produktion.
Har du mulighed for at uddybe betragtningen om peakstrøm. Elektrolyseanlægget ejer har en stor kapitalomkostning og han køber strøm til halv pris i forhold til konkurrenten på land kan jeg ikke se nogen grund til ikke at køre med maksimal udnyttelse.
Det er "kun" peakstrømmen elektrolyseanlægget kan købe billigt, da det er den vindmølleejer ikke har dimensioneret kabler osv til at få til energinets kabler. Det sparer vindmøllejeren for en masse udgifter, som giver en gensidig interesse i at aftale en fast pris for peakstrømmen, som begge parter finder attraktiv.
Men det er klart, at øvelsen vil føre til, at der er en interesse for, at der føres mindre strøm til energiøen, ligesom det giver en interesse for vindmøller med højere specifik rotoreffekt. Samlet fører det til et større samlet overskrevet rotorareal i parken og i endnu højere grad en højere samlet generator kapacitet.
Bemærk, at elektrolyseanlægget får en meget lav fast strømpris, men skal levere en modydelse nemlig, at gevinsten ved anden billig strøm skal deles med vindmøllejeren. Den type strøm tjener elektrolyseanlægget derfor mindre på end et "normalt" elektrolyseanlæg uden nettariffer. Samlet er det en god deal for begge parter, men elektrolyseejeren får jo ikke billig strøm for sine blå øjnes skyld: Årsagen til den billige strøm er, at elektrolyseanlægget leverer nogle meget værdifulde modydelser til vindmølleejeren.
Udover de fordele der allerede er nævnt, er der også en række store fordele ved drift og vedligehold for begge parter. Dels giver elektrolyseanlæggene en række lettilgængelige platforme samt mulighed for mellemlagre af reservedele ude i parken, og dels kan de dele transport fra energiøen ti havmølleparken. Det er også en fordel, at de kan afbryde anlæggene på samme tidspunkt ved planlagt forebyggende vedligehold.
Så nej, elektrolyseanlægget kan ikke bare køre fuld tid, det vil kun køre, så længe prisen på strøm er lavere end anlæggets kippris (ligesom et anlæg på land). Det er den så heldigvis flere timer end på land pga fastprisaftalen på peakstrøm.
Hvad proces har umuliggjort en flukturerende produktion?
Enig, den eneste proces der teoretisk er direkte afhænging af vinden er brintproduktionen. Et elektrolyseanlæg er virker nærmest som et glorificeret batteri. Jeg er helt sikker på at man kan modulere produktionen under vide rammer, i hvert tilfælde hvis anlægget er bygget til varierende input.
Nåhh, ja og så er nogle udtryk som f.eks.: Som vinden blæser bare forældede. Det er muligt at forudsige vidnen ret præcist (specielt på havet), så udtrykket "som vinden blæser" burde betyde "varierende på en forudsigelig og velkendt måde" og ikke "helt tilfældigt" som det gjorde i 1880'erne.
Hej Søren Holst Kjærsgård
Hvad type kemisk produktion har du beskæftiget dig med?Jeg har selv beskæftiget mig med kemisk produktion i det meste af mit liv, og vil gerne efterlyse en kollega med en lignende baggrund, der forestiller sig, at man kan drive nogen som helst kemisk produktion med en strømforsyning varierende som den ovnfor beskrevne.
Hvad proces har umuliggjort en flukturerende produktion?
Hej Stig Libori
Har du mulighed for at uddybe betragtningen om peakstrøm. Elektrolyseanlægget ejer har en stor kapitalomkostning og han køber strøm til halv pris i forhold til konkurrenten på land kan jeg ikke se nogen grund til ikke at køre med maksimal udnyttelse.Da elektrolyseanlægget hovedsageligt bruger peakstrøm, hvor kabeltabene er størst, antager jeg, at der effektivt når 7% mere effekt frem til elektrolyseplatformen, end der ville være nået til HVDC-kablerne på energiøen
Jeg kom med et bud på, hvad havvindmøller koster når energiøen er etableret. Skal jeg begrunde tallet, vil jeg henvise til COWI's økonomiske undersøgelse af grundlaget for energiøen: https://ens.dk/sites/ens.dk/files/Vindenergi/a209704-001_cost_benefit_analyse_endelig_version.pdf
I Figur 11-1 10 GW S3 er en prisoversigt over deres skøn. Det fremgår at deres pris for 10 GW havmøller med fundament er 105,3 mia. Det svarer til 10,5 mio pr MW.
For kabler og transformatorer i parkerne, samt AC forbindelser til energiøen og AC/HVDC konvertering på energiøen, skønner de en pris på samlet (12,2+5,8+4,2+18,3) 40,5 mia, svarende til 4,05 mio pr MW. Jeg antager endvidere at 5 mia af selve øens anlægspris på 10,9 mia kroner skal dækkes af energiøen, svarende til 0,5 mio pr MW.
Senere har analyser vist, at man kan spare 20 mia ved at undlade samme elkvalitet som på land ved energiøen, fordelt på 0,75 mio pr MW vindmølle og 1,2 mio/MW på transformering på energiøen https://www.altinget.dk/forsyning/artikel/professorer-smarte-loesninger-kan-goere-energioeerne-milliarder-billigere Med det indregnet bliver prisen pr MW havmølle:
- Havmøller med fundament: 9,75 mio pr MW
- Total pris til og med AC/HVDC konverteringen: 13,1 mio pr MW
Det forklarer vist mit tal for prisen for havmøller ved energiøen. Prisen pr MW ved Thor parken antages i øvrigt at være 15,5 mio/MW, men det er dels tidligere (havmølleprojekter falder i pris med tiden), og dels er det en anden opbygning.
Send mig en email som jeg kan returnere
Det gør jeg, men først på den anden side af nytår :-)
Det ville jeg rigtig gerne have uddybet/præciseret
Send mig en email som jeg kan returnere så fortsætter jeg gerne detaljeret på PM basis. Jeg skal også lige afklare indaftil hvad jeg kan dele og hvad der ejes af vores partnere. Det er en proces jeg ikke gider at starte før der er et behov.
RO er ikke en kerneteknologi for os, men noget vi køber i byen/lader partnere om.
mvh
Jeg nåede lige at se et glimt om HOrnsrev 3 på Vattenfalls hjemmeside, hvor det oplystes, at Horns Rev 3 havde kostet 9 milliarder kroner at bygge. Hormsrev 3 er indviet i devember 2018, har en nominel kapacitet på 406,7 MW og ydede i månederne januar til september i år i gennemsnit 175 MW. Dette giver en kapitaludgift på 51 millioner kroner per MW. Tallet kan komme noget ned, når produktionstallen for årets sidste 3 måneder foreligger. JAnuar til september var gennemsnittet lidt højere 185 MW. Månedsgennemsnittene for de første 9 måneder varierede mellem 100 MW og 270 MW. Og tallet 0 (NUL) MW optrådte adskillige gange.
Jeg har selv beskæftiget mig med kemisk produktion i det meste af mit liv, og vil gerne efterlyse en kollega med en lignende baggrund, der forestiller sig, at man kan drive nogen som helst kemisk produktion med en strømforsyning varierende som den ovnfor beskrevne.
Jeg vil i øvrigt også gerne efterlyse tal for, hvad det har kostet at bygge Krigers Flak med en kapacitet på 604,8 MW. Produktionen startede i februar i år og var tilsyneladende fuldt indfaset i juli. Ydelserne i Juli, september og oktober var 185 MW, 238 MW og 217 MW svarende til 18 %, 24% og 22% af den nominelle kapacitet.
Stig Libori har ovenfor udtalt sig hånligt om mine talbaserede betragtninger.
Jeg håber, at Stig Libori vil kunne berige debatten med en simpel oplysning om, hvad det har kostet at bygge de 604,8 MW nominel kapacitet på Kriegers flak. Gerne indeholdende omkostningerne ved at tilslutte de 604,8 MW til nettet.
Og gerne oplyse, hvor mange kWh elektricitet der kræves for at fremstille 1 kWh metanol ud fra brint og kuldioxid. Bare et enkelt lille tal. Hele teknologien er jo velkendt og har været det i omtrent 100 år.
Med det sagt, havvand er nu ikke enormt kompliceret hvis anlægget altså er designet til det.
Det ville jeg rigtig gerne have uddybet/præciseret
PS. Tak for rosen, som jeg returnerer :-)
Det blev forudset(vanskelig kunst) at fremtidens motorfuel var metanol
Fremtiden tilhører elbiler.
Kan benzinbiler køre på metanol? Se her:https://ing.dk/artikel/foerste-benzinbil-godkendt-metanol-244429
Derfor vil man nok snarere nå frem til, at elektrolyseanlægget skal betale måske 16 øre/kWh på den del af strømmen, som ikke kan sendes til energiøen
Jeg bør måske lige fremhæve prisen set fra havmøllejerens synsvinkel. Jeg har allerede nævnt hedging-perspektivet, som både vindmølleejer og elektrolyseejer kan lide. Men de 16 øre skal ses i forhold til de beregnede 19,3 øre/kWh. Det betyder, at set fra vindmøllejerens synspunkt svarer det her til, at kunne sælge peakproduktion til en garanteret pris på 25 øre/kWh for "almindelig" havmøllestrøm til energiøen. Det er en meget attraktiv afregningspris på peakproduktionen, ligesom vindmølleejeren jo får en økonomisk fordel ved, at der deles i porten, når elektrolyseanlægget aftager strøm ved lave elpriser.
Der er altså tale om en klar økonomisk gevinst for vindmøllejeren ved "normale" elpriser, udover hedging-fordelen, som er lige attraktiv for de to ejerskaber. For havmølleejeren er det en stor fordel, at der er en der vil betale "overpris" på den strøm, som plejer at bliver solgt til meget lav pris.
Cadeau til Stig for hans indlæg, der viser ham som velovervejet, vedholdende og velformuleret.
Der tales forbi hverandre her. Det blev forudset(vanskelig kunst) at fremtidens motorfuel var metanol.CH3OH Der beregnes at brint med en strømpris på en sjettedel af Anholts kan blive konkurrencedygtigti Nordsøen uden hesyn til kapitalkrav og levetider for hydrolyseanlæg fodret med vind varierend strøm. Stadig forvirret og ikke på højere niveau.
Kan du indvie os ikke så kloge i hvordan man laver metanol af strøm med nogen eksisterende virkningsgrader.I øjeblikket laves det mest af naturgas ligesom ammoniak.
Jeg har altså ikke utalt mig om, hvor klog du eller adre er, for det aner jeg intet om. Men jeg vil gerne illustrere lidt om, hvordan jeg tænker, at man kunne lave brint vha vindmøllestrøm. Her vil jeg gå efter en target pris på brint på 13 kroner/kg, som er prisen på fossil brint i dag. Så regner jeg med, at vi er enige om, at hvis man kan ramme brintprisen, kan man også ramme metanolprisen.
Jeg undlader at medregne CO2-afgifter, som jo ellers ville tillade at brintvn kan blive dyrere, når den er grøn. Jeg undlader også at indregne eventuelle indtægter på ilten (som dels kan bruges til hospitalsbrug, til proces og til oxyfuel processer). Mine beregninger viser nemlig, at det ikke kan betale sig at transportere ilten til land, da der på land vil være konkurrerende elektrolyseanlæg uden denne udgift.
Lad mig bruge nogle skønnede tal for, hvordan situationen ser ud når havmøllerne skal opføres i forbindelse med energiøen. Jeg springer alle mellemregningerne med leje af ø-plads osv over, at regner det hele som en kapitaludgift. Udgifterne til vindmøllerne er pr. MW opstillet vindmølle:
- Vindmølle: 7 mio
- Fundamenter: 2 mio
- Kabler og transformatorstation til land: 1,6 mio
- AC/DC transformation på energiøen: 2 mio
- energiø: 0,5 mio
Vindmølle plus fundament koster altså 9 mio/MW (kapitaludgiften på strøm solgt i havmølleparken), mens hele investeringen er på 13,1 mio/MW. Strøm der sælges i havmølleparken kan derfor sælges til 68,7% af prisen for vindmøllestrøm solgt på energiøen med disse tal.
Hvis vi antager, at der er kalkuleret med en gennemsnitspris på strømmen der sælges på 30 øre/kWh, kan strøm der sælges i havmølleparken derfor sælges til 20,6 øre/kWh.
Nu er der en række tab ved at sende strømmen til energiøen, i stedet for at sælge den i havmølleparken til et elektrolyselskab. Man sparer tab i en DC/AC omformning i møllen, kabeltab på vej til energiøen, tab i AC/HVDC omformning på energiøen og AC/DC konverteringstab på elektrolyseplatformen. Til gengæld er der kabeltab fra vindmøllen til elektrolyseplatformen. Da elektrolyseanlægget hovedsageligt bruger peakstrøm, hvor kabeltabene er størst, antager jeg, at der effektivt når 7% mere effekt frem til elektrolyseplatformen, end der ville være nået til HVDC-kablerne på energiøen. Det betyder, at strømmen nu effektivt kan sælges for 19,3 øre/kWh.
Nu er vindmølleejerne meget interesserede i faste priser på strøm der sælges til elektrolyse, fordi havmølleejerne så bliver mindre økonomisk udsatte ved lave elpriser. Samtidigt er elektrolyseanlægget meget interesserede i faste elpriser, fordi de så bliver mindre udsatte i tilfælde af høje elpriser. Derfor vil man nok snarere nå frem til, at elektrolyseanlægget skal betale måske 16 øre/kWh på den del af strømmen, som ikke kan sendes til energiøen, fordi kabelforbindelsen er neddimensioneret. Man vil i øvrigt i stedet øge vindmøllernes peak-effekt, men det springer vi lige over.
Sådan et elektrolyseanlæg har en kippris på strømmen: Det er den elpris, hvor de marginale produktionsomkostninger lige nøjagtigt modsvarer det man kan sælge den ekstra brint for. Den vil ligge omkring 30 øre/kWh for elektrolyseceller, som bruger 40 kWh pr kg brint. Til gengæld for den lave elpris på det "tvungne" strømforbrug, kan man eksempelvis aftale, at vindmøllejer og elektrolyseproducenter deler gevinsten op til kipprisen i porten. Altså: Hvis strømprisen på et tidspunkt er 10 øre/kWh, betaler elektrolyseanlægget 20 øre/kWh (midtvejs mellem elpris og kippris) for strømmen, når der er tale om "frivillig" elektrolyse. Dette vil yderligere beskytte producenterne imod udsving i elpriserne (den form for beskyttelse kalder investorer for hedging).
Lad os nu antage, at elektrolyseproducenten på den måde ender med at betale 17 øre/kWh for strømmen, og der skal bruges 40 kWh pr kg brint, bliver eludgiften til el 6,80 kroner. Dermed ser det realistisk ud, at man faktisk kan sælge brinten til 13 kroner/kg, når det hele regnes med (det har jeg gjort, men det er ret omfattende beregninger, så dem deler jeg ikke her, ligesom det er en beregning mine studerende skal lave, så de må ikke kunne læse løsningen her).
Men den korte version er, at ved at integrere produktionen af vindmøllestrøm og brint tæt i havmølleparkerne, er der så store økonomiske gevinster, at brinten kan produceres konkurrencedygtigt. Bemærk, at jeg ender på en elpris på en fjerdedel af dit forslag: Brinten ville koste næsten 30 kroner/kg bare i eludgift med din eludgift.
en barsk tur de bliver udsat for. Det betyder dyre elektroder (titaniumelektroder kunne være et bud)
Skal der ikke et overtræk af dyre metaloxyder på titanen for at det skal vare mere end en eftermiddag?
Og kan tilføje, at med et brintudbytte på 70% og et brændstofudbytte i forhold til elektricitet på højst 25 %, formodentlig en del lavere, vil der som et minimum skulle anvendes 1/0,7/0,25 = 5,7 kWh elektricitet/kWh benzin 1 kg benzin svarer til ca. 9 kWh. Så der vil skulle anvendes 51 kWh elektricitet per kg benzin. Elprisen kommer næppe under 70 øre/kWh, Så der vil skulle anvendes for 35 kr elektricitet per kg benzin.
Hvis jeg forstår din udregning rigtigt er det til gengæld et kg benzin der får 100% virkningsgrad i en motor. Sådant et kg er vel nok 35 kroner værd da det modsvarer 4kg almindelig benzin.
Og når nu ptx brændstoffet er tiltænkt applikationer der ikke kan elektrificeres er der ikke så meget alternativ bortset fra bioethanol der heller ikke er gratis.
Prisfaldet på ve strøm skulle gerne gøre dit estimat på 70 øre/kWh til skamme. Men nok ikke helt ved siden af best case til ny kernekraftpris.
Brinten vil især blive brugt til ammoniak og metanol til skibsfarten, samt metan til industrien....
Tak
Vakumpumpen kører ikke gratis, anlægget koster også både i indkøb og vedligehold.
Enig, min pointe er at det ikke er en showstopper med hensyn til energiøkonomien, der vel dybest set er hvad der driver projektet. Med mindre jeg har regnet forkert, så skal sådan et anlæg blot levere 3 kubikmeter/time/vindmølle.
For både osmose og vakumanlæg er forfiltret en udfordring. Havvand er en rodebutik af salte, partikler og yngel. Det vil altid være simplere at starte med grundvand, hvor vi i Danmark, desværre, har rigeligt at grundvand, som ikke er i drikkevandskvalitet.
Også enig, "ubrugelig" brøndvand ville være at fortrække. Med det sagt, havvand er nu ikke enormt kompliceret hvis anlægget altså er designet til det. Er som sagt involveret i et projekt der ruller på Gran Canaria pt, så jeg snakker af førstehåndserfaring. På en energiø tror jeg at det vil give mening at generere vandet on-site, selvom processen er lidt mere omstændelig.
Dine tal er også helt skæve i forhold til, hvordan man i virkeligheden ville skrue sådan en forretning sammen. Det gælder både elprisen, valget af produkt (man ville vælge metanol i den virkelige verden) og din totale mangel på sektorkobling (når der er tab i et produktionsled, vil man forsøge at nyttiggøre tabet i en anden produktionssektor).
Kan du indvie os ikke så kloge i hvordan man laver metanol af strøm med nogen eksisterende virkningsgrader.I øjeblikket laves det mest af naturgas ligesom ammoniak.
Vakumpumpen kører ikke gratis, anlægget koster også både i indkøb og vedligehold.
Det er nemlig rigtigt. Rørføringerne bliver også dyrere (og fylder mere) pga det lave tryk. Mon ikke KG mente, at det er (stort set) gratis når man fokuserer på opex, men der er naturligvis capex-udgifter. Set fra et energisynspunkt er det også "gratis".
The potential detrimental effects of mineral deposits on the module’s electrode surfaces were successfully mitigated by cyclically changing the module electrode’s polarity.
Det er et godt trick, fordi der ellers vil dannes kalkforbindelser. Men det betyder jo også, at begge elektrode bliver udsat for de forsurende protoner (brintioner), så det er en barsk tur de bliver udsat for. Det betyder dyre elektroder (titaniumelektroder kunne være et bud).
Det lyder som en spændende proces, men jeg er ikke sikker på, om den kan gøres konkurrencedygtig i den virkelige verden?
Jeg undrer mig over, at nogen kan vende tommelfingeren nedad til et sobert og nøgternt stillet spørgsmål.
Nu disliker jeg ikke kommentarer (men nogle få kommentarer liker jeg). Men din kommentar viser jo, at dit spørgsmål ikke var oprigtigt ment, hvilket de fleste nok havde opfanget.
Man vil i øvrigt ikke bruge vindmøllestrøm til benzin i den virkelige verden. Dels er benzinbilerne på vej ud (til fordel for elbiler), så investeringerne ville efter få år være værdiløse, og dels er det alt for dyrt og har for dårlig virkningsgrad at producere benzin.
Dine tal er også helt skæve i forhold til, hvordan man i virkeligheden ville skrue sådan en forretning sammen. Det gælder både elprisen, valget af produkt (man ville vælge metanol i den virkelige verden) og din totale mangel på sektorkobling (når der er tab i et produktionsled, vil man forsøge at nyttiggøre tabet i en anden produktionssektor).
Hej Kristian Glejbøl
Vakumpumpen kører ikke gratis, anlægget koster også både i indkøb og vedligehold.Hvis man benytter restvarmen fra elektrolysen til vacuumdestillering er det muligt at man kan få destilleret vand gratis
For både osmose og vakumanlæg er forfiltret en udfordring. Havvand er en rodebutik af salte, partikler og yngel. Det vil altid være simplere at starte med grundvand, hvor vi i Danmark, desværre, har rigeligt at grundvand, som ikke er i drikkevandskvalitet.
Hej Niels Abildgaard
Søg hjælp ved Bjørn Lomborg.Jeg skal lige have skrevet en politisk korrekt ansøgning om støtte først.
Er dette noget der kunne bringes til at virke ?https://pubs.acs.org/doi/10.1021/ie502128x
Abstract
A novel, robust, and innovative electrolytic cation exchange process has been used to efficiently extract large quantities of CO2 in the form of bicarbonate and carbonate from natural seawater, and to simultaneously produce H2 gas in quantities and ratios intended for possible future production of hydrocarbons. This indirect approach acidifies seawater by using the protons electrolytically produced by electrolysis at the anode. Electrons concurrently produced with these protons are subsequently consumed at the cathode forming hydrogen gas. The ability to degas and recover 92% [CO2]T from natural seawater was demonstrated. The potential detrimental effects of mineral deposits on the module’s electrode surfaces were successfully mitigated by cyclically changing the module electrode’s polarity. This feasibility study marks the first time that CO2 has been successfully extracted on a continuous basis from natural seawater. In addition, there is no energy or economic penalty to extract CO2 from the seawater matrix, above the energy needed to produce hydrogen.
Hvis det virker lyder det til at man får en blanding af CO2 og H2 uden besvær med at rense havvandet
Jeg undrer mig over, at nogen kan vende tommelfingeren nedad til et sobert og nøgternt stillet spørgsmål.
Og kan tilføje, at med et brintudbytte på 70% og et brændstofudbytte i forhold til elektricitet på højst 25 %, formodentlig en del lavere, vil der som et minimum skulle anvendes 1/0,7/0,25 = 5,7 kWh elektricitet/kWh benzin
1 kg benzin svarer til ca. 9 kWh. Så der vil skulle anvendes 51 kWh elektricitet per kg benzin.
Elprisen kommer næppe under 70 øre/kWh, Så der vil skulle anvendes for 35 kr elektricitet per kg benzin. Bare til at dække processens brintforbrug.
Så der løber nok et par andre udgifter på.
Til sammenligning koster en liter benzin på markedet i Rotterdam 4-5 kr/liter.
Så ved nærmere eftertanke er det ikke så underligt, at ingen af de mennsker, der for skatteydernes penge arbejder med PtX, er interesserede i at regne på hvad fantasterierne vil koste.
Så PtX vil kun kunne fremstilles, hvis man vælger en økonomisk model a la den model, der fik sovjetunionen til at bryde sammen.
Er der en voksen til stede, der under behørig iagttagelse af nedenstående tal, vil kunne anslå en ædruelig pris for benzin fremstillet på basis af vindmøllestrøm? Og hvorfor ikke? Den nødvendige teknologi har været kendt og anvendt i omtrent 100 år!
Har Fischer Tropps brændstof nogensinde været fremstillet af el- tro,håb og kærlighed? De sidste liter blev vist lavet i Sydafrika under apartheid og var brint der var lavet af kul og vand som dernæst blev trykket ind i mere kul.Det har derfor undret mig at der her udslynges skråsikre meninger om priser på Grøn PtX.Men som legetøj og tidsfordriv er det for-nøjeligt at læse om.
Er der en voksen til stede, der under behørig iagttagelse af nedenstående tal, vil kunne anslå en ædruelig pris for benzin fremstillet på basis af vindmøllestrøm? Og hvorfor ikke? Den nødvendige teknologi har været kendt og anvendt i omtrent 100 år!
Vestdanske havvindmøllers ydelser i 1., 2. og 3. kvartal 2021.
___________________Jan-mar Apr- Jun____Juli-Sep
Middel__MW______________ 607_______404________397
Maks___MW_______________ 1195_____1202_______1170
Min____ MW__________________0__________1__________ 0
Stdafv MW________________396_______354________ 333
Stdafv % af middel____ 65_ 88_________ 84
Ydelse % af kapacitet________ 48________32_________ 32
De to sværvægtere i systemet er:
Norddjurs indeholdende 111 stk 3,6 MW møller, ialt 400 MW indviet i 2012 og
Hornsrev 3 indeholdende 49 stk 8,3 MW møller ialt 407 MW indviet i 2018.
Brinten vil især blive brugt til ammoniak og metanol til skibsfarten, samt metan til industrien....
Der skal bruges 1,5-2 mio ton brint om året
Har du et bud på til hvad? Hovedparten af vores fremtidige energibehov bliver vel dækket som strøm. Svarer 2 mio tons H2 ikke nærmest til 2 tons synthfuel pro capita? Det er godt nok megen forbrænding i en fremtid vi påstår er grøn!
Det er især elektrolysedelen, som bruger vand ved PtX (faktisk kan nogle andre PtX-processer levere vand). I runde tal skal der bruges 9 ton vand, for hvert ton brint der skal fremstilles.
Der skal bruges 1,5-2 mio ton brint om året, så vandbehovet bliver omkring 13,5-18 mio m³ vand. Det ville vel at mærke være ved en optimal vandudnyttelse. Og uden udnyttelse af vand fra andre dele af PtX-processerne (eksempelvis fra biomasse, men også fra konvertering af CO2 til H2O ved fremstilling af kulstofholdige brændsler).
Der er et eller andet galt med de informationer som gives i artiklen (fra ham i Lemvig Vand og ham fra Danva)? Med til historien hører, at der lige et givet tilladelse til at bygge en 10MW habor-bosch anlæg i Lemvig (fremgår vist ikke i artiklen - og ærgeligt at ingeniøren ikke skriver om genkomsten af kemiindustri til danmark), hvor kommunen har givet høringssvar, til fabriksgodkendelsen, at den ikke rigtigt har styr på hvor vandet skal komme fra (jeg citerer ordret: >>Hvor skal vandet komme fra?<<). Fabrikken har i listegodkendelsen søgt om at bruge 40m3 vand/døgn, eller 14.600 m3/år. I Energistyrelsens fremskrivninger står der, at der skal være ca. 10000MW PtX i 2030. Antaget samme vandforbrug for hele PtX, så må det være 14.600.000 m3/år. Der er vist ikke en fordobling af vandforbruget i industrien hvis det nuværende forbrug er 728 mio. m3/år. Måske mener direktøren i lemvig vand, at der er et lokalt problem? I så fald har vanddirektøren så misset at der er massivt el-overskud i Lemvig og det er grunden til man bygger der, selvom der ikke er vand.
Ifølge Energistyrelsens Teknologikatalog forbruges lidt under 200 kg vand per MWh el til elektrolyse, eller 200 tons per GWh. Hvis vi installerer 5 GW elektrolyse (Regeringen siger 4-6), og de kører 6.000 timer/ år, skal der bruges ca. 6 mio. tons vand per år.
Det er snarere 1% end 100% af erhvervslivets vandforbrug, så måske er bomben ikke så stor. Derfor er diskussionen om, hvor vandet skal komme fra, selvfølgelig relevant for de konkrete lokationer for PtX anlæggene.
"Mangel på KK medførte stigning i salg af brændeovne der smadrede Østersøen som fiskevand" Jeg takker for denne vilde teori som blev serveret uden nogen form for dokumentation. Jeg tillader at tilbyde mig selv som peer review på din forskning. Jeg ejer hverken faglig stolthed eller indsigt i emnet hvilket gør mig til den idelle kandidat.
Jeg skal lige have skrevet en politisk korrekt ansøgning om støtte først.
Selve rapporten vil også tage noget tid, men jeg siger tak for tilbuddet.
Salg af brændeovne contra dioxin koncentration.Det bliver bedre end hokeystaven.
Checkede lige op på data for RO vandnalæg, og for de større angives effekt forbruget til ca. 50 kW for et anlæg til200 m, hvilket resulterer i ca. 6 kWh år. m3 vand
Ja, det passer meget godt. På store RO anlæg genanvendes det tryksatte vand fra membranernes primærside hvilket reducerer energiforbruget yderligere. Alle RO anlæg har forbehandling ,der inkluderer sterilisering og filtrering af råvandet. Det trækker så i den anden retning.
Hvorom alt er, så er energiforbruget forsvindende, relativt til energiforbruget fra den efterfølgende eletrolyse, hvorfor jeg slet ikke forstår problemet. (Med mindre det er et plantet pseudo-problem der skal sætte PtX i dårligt lys - dette er desværre meget tænkeligt, der er megen misinformation derude)
Checkede lige op på data for RO vandnalæg, og for de større angives effekt forbruget til ca. 50 kW for et anlæg til200 m, hvilket resulterer i ca. 6 kWh år. m3 vand. Det må forventes at blive noget reduceret når anlæggende stiger i størrelse.
"Mangel på KK medførte stigning i salg af brændeovne der smadrede Østersøen som fiskevand" Jeg takker for denne vilde teori som blev serveret uden nogen form for dokumentation. Jeg tillader at tilbyde mig selv som peer review på din forskning. Jeg ejer hverken faglig stolthed eller indsigt i emnet hvilket gør mig til den idelle kandidat.