Måske skulle du forsøge at afstemme din opfattelse om energimarkedet og Danmarks energiplaner med alle disse aktører?

Tysklands middelforbrug er ~65GW, så for at klare 80/20 med VE plus gaskraft, kræves 85GW middelproduktion af vind+sol. Hvis det skulle dækkes af havvind alene ville det kræve en kapacitet på 170GW. Det sætter planerne for havvind lidt i perspektiv.

Problemet er, at det kan blive sværere at få nogle til at sætte møller og solceller op der ikke får lov at producere hele tiden. Hvordan vil man afgøre hvilke mølle der skal stoppes?

Da RWE underskrev kontrakten om Thor, og valgte at betale 2,8 mia kr til staten for retten til at levere el til ren markedspris i mindst 30 år, var de, ligesom os andre, fuldt orienteret om Danmarks energiplan frem til 2050.

Det holdt altså ikke RWE tilbage, og heller ikke de 5 andre konsortier, der tilbød de samme 2,8 mia kr som RWE, men tabte lodtrækningen.

Det holder tilsyneladende heller ikke de mange Åben-dør-udviklere tilbage, som nu er klar til at installere så mange havvindmøller, helt uden støtte, at Energistyrelsen ligefrem har fundet det nødvendigt at trække nødbremsen.

De er alle, ligesom RWE og os andre, fuldt orienteret om Danmarks energiplan i de næste 30 år.

Måske skulle du forsøge at afstemme din opfattelse om energimarkedet og Danmarks energiplaner med alle disse aktører?

Kan du oplyse om hvad middelproduktionen fra VE kilderne bliver?

Middelproduktion = årsproduktion / 8766

Så ...

"Det er således kun ca 40 TWh, der skal sikres backup for, og med en samlet vind- og solproduktion på over 100 TWh, bliver mindst 36 TWh dækket direkte af sol og vind."

=

"Det er således kun ca 4,6 GW, der skal sikres backup for, og med en samlet vind- og solproduktion på over 11,6 GW, bliver mindst 4,1 GW, dækket direkte af sol og vind."

Der står nøjagtig det samme i de to sætninger, da hverken middeleffekt eller årlig energi, fortæller noget om øjeblikssituationer.

Udover dette pædagogiske eksempel, skal du ikke forvente at debattører, der er vant til at læse energistatistikker og energiplaner, gider at omregne til middeleffekter for dig alene, når alt andet oplyses i energienheder.

Hvis du ikke kan forholde dig til energienheder, så benyt selv ovenstående omregningsformel. Det giver dig også en chance for at forstå Energinet's og Energistyrelsens oplysninger om energiplanlægning.

Med de produktioner er det klar at der bliver få gange hvor forbruget ikke kan dækkes. Mit udgangspunkt er at produktionen i middel skal svare til det der er brug for, både direkte dækning og lagring og elproduktion af det lagrede for at dække forbruget.

Om det så er forbrug, der går til at oplade et gridbatteri, drive en electrolyser, opvarme et damvarmelager, eksporteres, odover at drive dit køleskab og laptop, så er det altså produktion, der går til forbrug, da der ikke kan være nogen produktion, uden der er et tilsvarende forbrug i den anden ende af ledningen.

Forbruget er med andre ord vist på grafen i form af produktion, men da analysen går ud på at afslyre, hvor meget backup (energi fra andet end sol og vind) vi behøver, er den backup-krævende del af forbruget markeret med rød linje.

For inden du kan afgøre hvor meget af forbruget, vi behøver at dække, evt. med den gaskraft du nævner,, er du jo nødt til at redegøre for hvilken del af forbruget, der kræver backup og hvilken del, der ikke gør.

Dette redegør jeg særdeles grundigt for i #31, hvor jeg definerer den backup-krævende del af forbruget som "Type 1-forbrug" og den ikke-backup-krævende som "Type 2-forbrug", og gør endvidere rede for hvorfor Type 1 er backup-krævende og Type 2 ikke er.

Så jeg foreslår at du læser #31, gerne et par gange, så du forstår hvad det er, grafen fortæller.

Du har bare pøset på med VE produktion, og går så ud fra at andre aftagere er villige til at aftage hvad de almindelige forbrugere ikke behøver.

Nej!

Den VE-produktion, jeg har "pøset på", er den VE-produktion, der fremgår af AF22 i 2031, og det forbrug, der fremgår at den røde linje, er det Type 1-forbrug, der fremgår af AF22 i 2031.

https://i.ibb.co/9tC4fJ3/VE-produktion-vs-forbrug-iht-AF22.jpg

Som du ser, er fin overensstemmelse mellem elproduktion og summen af Type 1 og Type 2-forbrug.

Frem tilmed 2029, suppleres der med fossiler og importeret biomasse som hidtil. Fra 2030 og frem, suppleres der udelukkende med biogas og egen produktion af biomasse, og som jeg allerede har demonsreret, vil der fra 2031 og frem, højest være brug for 4% af den samlede elproduktion som backup for Type-1 forbruget.

Det er to forskellige scenarier vi taler om.

Det er muligt, men i så fald har dit scenarie ikke meget med den aktuelle energiplanlægning at gøre.

Hvordan ville det se ud hvis VE-produktionen var f.eks 130% af forbruget du viser.

Det scenarie har vi allerede omkring 2029-2030, hvor sol og vind vil være 116-150% af Type1-forbruget, men på det tidspunkt er vi endnu ikke færdige med at udfase fossiler og importeret biomasse i elforsyningen, og kræver derfor ikke de mængder brint til gaskraftværker, som du forestiller dig.

De tanker har jeg også gjort mig. Problemet er, at det kan blive sværere at få nogle til at sætte møller og solceller op der ikke får lov at producere hele tiden. Hvordan vil man afgøre hvilke mølle der skal stoppes?

Når produktionen overstiger forbruget, så falder elprisen. På et tidspunkt bliver den negativ og så vil dem der har mulighed for at regulerer deres solceller eller vindmøller automatisk begynde at lukke ned for deres anlæg. Alternativet er at de skal betale for at andre (Energinet) bortskaffer deres overproduktion, eller det værste scenarie at der bliver midlertidigt afbrudt for dem. Det slider meget mere på en mølle at forsyningen bliver taget end at de får signal om at lukke ned...

Møllerne ser det ikke som et problem når de ikke kan levere nok, de får faktisk bedre betalt for det. Hvorfor ødelægge en god forretning?

Hvis producenterne ikke ser en forretning i lagring, hvorfor skulle vi andre så betale for det?

Har du i øvrigt tænkt over hvordan et lager vil agere på Nordpool?

Hvordan vil man afgøre hvilke mølle der skal stoppes?</p>
<p>Møllerne ser det ikke som et problem når de ikke kan levere nok, de får faktisk bedre betalt for det. Hvorfor ødelægge en god forretning?

Du har nu ævlet om markedmekanismer i snart 6 måender.

Hvis ovenstående forståelse ikke er kommet til dig endnu, så tvivler jeg på det sker, men det afgøres af tadaaaaa: Markedsmekanismerne i NordPools pay-as-cleared baseret på indmeldt pris fra producenterne.

Jeg kan anbefale dig at læse nogle indlæg fra Henrik Møller (som faktisk har opslag på ing.dk), på hans site grønnere-elforbrug, deri er der en del pædagoiske posts om netop udbud efterspørgsel og makedets fordele og begrænsninger.

Og ja, det betyder, at man ender med at smide strøm væk eller finde anden anvendelse for den

Vi smider ikke "strøm væk!"!

Økonomisk optimering som costfunktion = f(lagerkapacitet + produktionskapacitet)" kan vel for dælen ikke skabe forundring på et ingeniørsite?

Man curtailer møllen, hvilket betyder at den ikke slides og blot producerer sin energi senere imens dens lavealder forlænges.

Den service omkostning pr/tidshend falder, da det er driftsbaseret på lasttimer. Det koster lidt overvågning, lidt ælde på overfladen grundet UV, og renterne, som er lave.

Det er billigt at stoppe VE-produktion - det er det som er årsagen til at vi raskt væk overdimensionere, så vi udnytter den lave ende at varigheds-kurven, men ikke den høje:

https://imgur.com/hpn7K1U

Der hvor det ikke er helt billigt er på Sol - panelerne lever ikke længere, om noget så bliver de varmere og afkortes i levetid ved curtailment - men deres energi er så billig at det stadigvæk vinder.

Det som er tosset er Akraft - alle ovenstående betragtinger er lige modsat. Service falder ikke, løn falder ikke, brændsel og dekom-opsparing falder ikke, renterne er høje. Ergo skal Akraft modsat VE have baseload adgang.

Vis mig det Akraftværk som har bemandning og service efter fuldlasttimer, og så begynder det at blive interessant - det findes ikke.

Hvis lagerkapaciteten er tilstrækkeligt dyr i forhold til produktionskapaciteten, kan det betale sig at overdimensionere produktionskapaciteten og reducere lagerkapaciteten, da besparelsen på lagerkapacaciteten vil være større end meromkostningen til den ekstra produktionskapacitet.

Møllerne ser det ikke som et problem når de ikke kan levere nok, de får faktisk bedre betalt for det. Hvorfor ødelægge en god forretning?

Hvis producenterne ikke ser en forretning i lagring, hvorfor skulle vi andre så betale for det?

Har du i øvrigt tænkt over hvordan et lager vil agere på Nordpool?

Svend Ferdinandsen, du begår samme fejl som så mange andre. Men du var snublende tæt på ikke at begå den.

Din aha-oplevelse vedr. Søren Lunds tal kunne have fået dig til at tænke “Nå, det er sådan, man gør det, når det skal gøres rigtigt!”.

Men i stedet fik den dig til at tænke “Nå, det er sådan, han har snydt!”.

Du har fuldstændigt ret i din aha-oplevelse: Man kan sænke behovet for lagerkapacitet ved at øge VE-produktionskapaciteten.

Men du har ikke ret i, at det er snyd. Det er en hel rationel økonomisk betragtning, der ligger bag:

Hvis lagerkapaciteten er tilstrækkeligt dyr i forhold til produktionskapaciteten, kan det betale sig at overdimensionere produktionskapaciteten og reducere lagerkapaciteten, da besparelsen på lagerkapacaciteten vil være større end meromkostningen til den ekstra produktionskapacitet.

Denne sammenhæng har været påvist mange gange her i debatspalterne på ing.dk. Flere af os har uafhængigt af hinanden tænkt sig frem til den. Og vi var ikke de første. Der er en amerikaner ved navn Tony Seba, der har påvist det samme, længe inden diskussionen opstod her på stedet.

Og ja, det betyder, at man ender med at smide strøm væk eller finde anden anvendelse for den. Det betragter nogen som katastrofalt, fordi det strider mod deres husmor-logik. Vi andre ser det som en mulighed. I stedet for at bygge et alt for dyrt system, hvor vi kun akkurat har strøm nok til behovet, kan vi få et meget billigere system, hvor vi har strøm i overskud, som vi kan give os til at nyttiggøre.

Det springende punkt er om 80/20 fordelingen er realistisk.</p>
<p>Læser du overhovedet hvad jeg skriver til dig, efter du bad om et bud?

Det jeg savner er et tal for VE-produktionen (års eller middel). Det ser ud til at produktionen er mange gange større end det forbrug du regner med. Kan du oplyse om hvad middelproduktionen fra VE kilderne bliver?

Med de produktioner er det klar at der bliver få gange hvor forbruget ikke kan dækkes. Mit udgangspunkt er at produktionen i middel skal svare til det der er brug for, både direkte dækning og lagring og elproduktion af det lagrede for at dække forbruget.

Du har bare pøset på med VE produktion, og går så ud fra at andre aftagere er villige til at aftage hvad de almindelige forbrugere ikke behøver.

Det er to forskellige scenarier vi taler om.

Hvordan ville det se ud hvis VE-produktionen var f.eks 130% af forbruget du viser.

Casen med datacentre er faktisk meget interessant.</p>
<p>De bruger perverst meget strøm, som i ret mange MW per center, men vi vil jo gerne se kattevideo og snakke med ChatGPT :-)

• Type 1: Det "klassiske" forbrug, som vi kender i dag, hvor forbrugerne forventer at der er til enhver tid er strøm i kontakten, uanset hvad men tænder og slukker for.
• Type 2: Industrielle forbrugere, der ikke er her fordi de er garanteret stabil strøm, men fordi der er et stort og voksende udbud af billig grøn strøm.

Type 2 er i dag kun 10% ift det klassiske forbrug, men vil i fremtiden vokse sig 40-50 gange så stort, mens Type 1 forbliver omtrent uændret, dog med stigende forbrug til eltransport og individuelle varmepumper.

I et eller andet omfang, vil elbil- og husholdnings-batterier samt fleksibel forbrug af varmepumper, bidrage til backup af Type 1, men det kan vi se bort fra og erkende at der skal dækkes et forbrug på ca 40 TWh, med samme variationer, som vi kender i dag, dog med lidt mindre døgnvariation, lidt mere sæsonvariation, og lidt bedre fit ift VE-variationer:

• Type 1 (TWh) ............................ 2022 ........... 2035 ........... 2050
• Klassisk elforbrug ........................ 29,2 ........... 29,7 .............. 33,7
• Individuelle varmepumper ......... 2,1 .............. 5,3 ................. 6,1
• El-transport ...................................... 1,0 .............. 4,6 ................. 6,1
• Type 1 total …................................. 32,3 ........... 39,6 ............... 45,9 ........................................................................................................................
• Type 2 (TWh) ............................. 2022 ........... 2035 ........... 2050
• Store varmepumper …................... 0,6 ............... 7,5 ............. 12,1
• Elkedler ............................................... 1,3 ............... 2,6 ................ 2,7
• Store datacentre ............................. 1,3 ............ 12,5 .............. 14,5
• Power-to-X ........................................ 0,2 ............ 64,4 ........... 129,4
• DAC (carbon capture) ................... 0,0 ............... 0,4 ................. 1,9
• Type 2 total ….................................... 3,4 ............. 87,4 ........... 160,6 ........................................................................................................................
• Total ….......................................... 35,7 ........... 127,0 ........... 206,5

For overblikkets skyld, kunne man starte med at se bort fra PtX og DAC, som KUN bruger strøm når alle andre forbrug er dækket af grøn strøm (og derfor billig):

• Type 1 (TWh) ............................. 2022 .......... 2035 .......... 2050
• Klassisk elforbrug ........................ 29,2 ........... 29,7 .............. 33,7
• Individuelle varmepumper ......... 2,1 .............. 5,3 ................. 6,1
• El-transport ...................................... 1,0 .............. 4,6 ................. 6,1
• Type 1 total …................................. 32,3 ........... 39,6 ............... 45,9 ........................................................................................................................
• Type 2 (TWh) .............................. 2022 .......... 2035 .......... 2050
• Store varmepumper …................... 0,6 ............... 7,5 ............. 12,1
• Elkedler ............................................... 1,3 ............... 2,6 ................ 2,7
• Store datacentre ............................. 1,3 ............ 12,5 .............. 14,5
• Type 2 total ….................................... 3,2 ............. 22,6 ............. 29,3 ........................................................................................................................
• Total ….............................................. 35,5 ........... 62,2 ............ 75,2

Lidt som at komme tilbage på planeten igen, ikke sandt. ;-)

Tilbage i Type 2, står så omtrent lige dele fjernvarme og datacentre, hvor fjernvarmen jo skal levere varme når det er koldt, og datacentrene skal bruge strøm konstant, uanset om det blæser og solen skinner.

Fjernvarmen har sine egne kilder ifa solvarme, geotermi, lokal biomasse, spildvarme fra industri, datacentere og elværkskedler osv, samt store varmelagre at gemme energien i, hvad enten den kommer i form af billig strøm eller spildvarme, og er derfor ligeså uafhængige af system-backup som PtX.

Tilbage står så de store datacentre, som er gode at have i Danmark, fordi de skaber arbejdspladser og leverer stabil varme.

De kræver, i højere grad end nogen anden forbruger, stabil forsyning, men det er ikke et krav de stiller til det offentlige elsystem, og heller ikke et krav det offentlige elsystem vil kunne opfylde, ganske enkelt fordi de er umulige at planlægge efter i det omfang.

Senest så vi jo at Facebook ophævede for adskillige milliarder kontrakter uden varsel, og bad kontraktorerne om at rydde og forlade byggepladsen af Hal 4 og 5 i Odense, fordi Facebook havde besluttet at satse mere på AI, som kræver en anden type datacentre end dem, de var igang med at opføre.

Teknologi-ændringerne går m.a.o. så stærkt i den branche, at vi slet ikke ved hvilken type datacentre, vi har om 10 år, og hvor i verden, de kommer til at ligge.

Det er derfor op til datacentrene selv at sikre, ikke bare UPS i tilfælde af grid-udfald, men også back-up i perioder, hvor der ikke er vind og sol nok til at dække Type 1 forbruget.

Jeg ved ikke hvad man har i Odense, men der er allerede flere datacentre i verden, der har egne batterier og elektrolyseanlæg, og de vil formentlig enten gå den vej, eller lave aftaler med private batteri/PtX-aktører i markedet.

Type 1-forbruget derfor det eneste, vi behøver at betragte, når vi taler om backup og stabil forsyning på offentligt niveau (og derfor kun Type 1-forbruget, der er vist i grafen i #25).

Og som jeg på forespørgsel forklarede Svend (men han tilsyneladende valgte at ignorere), så vil over 90% af Type 1-forbruget være direkte dækket af vind og sol, allerede i 2031, og endnu mere i 2035, hvor vi vil have ca 300% vind- og solpenetration ift Type 1-forbruget.

De overskyende 200% går direkte til Type 2, hvorfra en mindre del må forventes at blive omsat til backup for Type 1, men på rene markedsvilkår, da der allerede nu er rigeligt med alternativer til PtX og gridbatterier, til at dække de sidste 3-4 TWh i Type 1, som ikke kan dækkes direkte af vind og sol.

, da PtX-anlæg, batterier mv. kun bruger strøm, når strømmen er billig, og store datacentre selv er ansvarlige for backup, bl.a. i tilfælde af at gridden går ned.

De bruger perverst meget strøm, som i ret mange MW per center, men vi vil jo gerne se kattevideo og snakke med ChatGPT :-)

Det er derfor åbenlyst fordelagtigt at lægge disse nær knudepunkter for el og elektrolyse, hvis FC skal indpasses.

• Primærforsyning: Grid.
• UPS: med batterier (15 min)
• Sekundær forsyning: FuelCells, med LH2-tank, liquifier onsite (xx timer), eller bare rør til naboen som har LH2-tanken......

Det betyder at man som center kan agere fleksibelt hvis prisen er over 2-3x brintens elforbrug i fremstilling periodevist. FC'en skal til og testes regelmæssigt alligevel.

Det springende punkt er om 80/20 fordelingen er realistisk.

Når man, på basis af et ekstremt dårligt vindår, dokumenterer og illustrerer med klar og tydelig grafik, at man kan regne med min. 96/4, hvorfor overvejer du så om 80/20 er reaslistisk?

Men hvis forbruget er på 100 GW og VE produktionen kun er på 80 GW, så skal andre også producerer... Det er problemet ved at prøve at omregne til en middelværdi og bagefter konkluderer noget på sit tal...

Det springende punkt er om 80/20 fordelingen er realistisk. Hvis den er, så kræver det med brintlager og gasturbiner en middelproduktion på 130GW VE, hvor alt over 100GW (eller aktuelt forbrug) skal laves til brint for at dække behovet når der er mindre VE produktion end 100GW (eller aktuelt forbrug).

Forbruget vil variere på døgnbasis omkring disse 100GW, sol vil til dels følge og vind vil være i sin helt egen takt og variere mellem næsten 0 og 2 gange middelproduktionen (havmøller).

Desværre savner jeg data over forbrug og produktion jeg selv kunne lege med.

Det gav mest mening, syntes jeg, at se på middelforbruget. GWh over en periode er simpelt at omregne til et middelforbrug eller omvendt, og i alle fald skal produktionen svare til forbruget.

Det væsentlige er, at når der er mere end 80GW VE, så er man nød til at lave brint af det overskydende, hvorfor man ikke kan tale om at der er overskud.

20% kan klares alene med biogas.

Den nuværende årsproduktion er ca 8 TWh primær energi fra biogas, og det estimeres at stige til 14 TWh i 2030, hvorefter produktionen flader ud.

Det vil kunne omsættes til 4-5 TWh el, som er rigeligt til at dække de perioder af det traditionelle forbrug, der ikke er dækket direkte af sol og vind.

Men det er altså kun ca 10% af det traditionelle forbrug og ca 4% af den samlede elproduktion i 2031.

Mere backup behøver vi nemlig ikke.

Efter danske forhold med et middelforbrug på 4GW skulle der være en middelproduktion på 5,2GW. Hvor stort brintlageret skulle være og hvor meget gasturbinerne skulle kunne producere har jeg ingen bud på.</p>
<p>Måske Søren Lund kunne give et bud?

Alt udover det traditionelle elforbrug + en del af eltransporten og de individuelle varmepumper, vil der ikke være krav om backup, da PtX-anlæg, batterier mv. kun bruger strøm, når strømmen er billig, og store datacentre selv er ansvarlige for backup, bl.a. i tilfælde af at gridden går ned.

https://i.ibb.co/MSj34mP/Denmark-12-month-Aug-2020-Jul-2021-Scaled-according-to-AF22-2031.jpg [1]

Det er således kun ca 40 TWh, der skal sikres backup for, og med en samlet vind- og solproduktion på over 100 TWh, bliver mindst 36 TWh [1] dækket direkte af sol og vind.

Det er således højest 4 TWh i et dårligt vindår, vist som de grønne områder på grafen, der skal dækkes af andet end sol og vind, så i stedet for dine 80/20, skal du snarere regne med 96/4 i et dårligt vindår og 97/3 i et normalt vindår.

[1] baseret på perioden August 2020 - Juli 2021, som er den lavest målte 12-måneders vindperiode siden år 2000, skaleret ift vind- og solkapacitet i 2031 iht AF22.

Denne 80/20 fordeling finder jeg rimelig realistisk.

20% kan klares alene med biogas. Vi behøver slet ikke brint. Men der kommer brintproduktion alligevel til produktion af elektrofuels. Derfor vil der være meget større vindmøllekapacitet end nødvendigt til elforsyning alene. Dette øger igen andelen af vindmølleeffekt vs backupeffekt.

Ja, Olaf Scholz snakker om brint. Men jeg tror det bliver biogas. Måske to sider af samme sag, eftersom at biogas også kan anvendes til elektrofuel ved at opgradere biogas med brint.

Med den store mængde fleksibelt forbrug der forventes at indgå i det fremtidige elnet, er det direkte tåbeligt at snakke om GW og især når du ser på hvor meget effekt der skal leveres fra gaskraft i en backupsituation... Oven i købet når du prøver at omregne det til en fuldstændig ligegyldig middeleffekt

Denne 80/20 fordeling finder jeg rimelig realistisk. I alle fald gav det at middelproduktionen skal op på 130GW for at kompensere for tabet el-brint-el på 60%, for kun 20% af forsyningen via lagring. En lagring som er helt nødvendig for at kompensere varierende forbrug og den vejrafhængige produktion.

Efter danske forhold med et middelforbrug på 4GW skulle der være en middelproduktion på 5,2GW. Hvor stort brintlageret skulle være og hvor meget gasturbinerne skulle kunne producere har jeg ingen bud på.

Måske Søren Lund kunne give et bud?

80GW bruges direkte og de resterende 20GW skulle så komme fra gaskraft, der kræver omkring 50GW for at blive til 20GW el. Altså totalt skulle der bruges 130GW vind og sol, men det er i middel, som aldrig vil ligne det aktuelle.

Med et simpelt "h" ville det give mening: Der skal leveres 100 GWh over en periode, til at dække det ikke-fleksible elforbrug i et geografisk område. De 80 GWh forventes direkte leveret fra VE (sol, vind, biomasse, vand og evt. atomkraft fra et naboland i tyskalnds tilfælde) og de 20 GWh skal så komme fra Gaskraften (Igen er de 20% en antagelse, der ikke er hold i, men lad os da gerne tage udgangspunkt i den).

Er det et problem at VE kan leverer 80 GWh + 50 GWh = 130 GWh og er det urealistisk at de 50 GWh ligger i den periode hvor elprisen er lavest, da der naturligvis ikke er nogen der brænder brint af, for at producerer brint med et tab på 150-200%... Når nu brintproduktionen ligger i den periode hvor elprisen er lavest (dvs. der er overskud af energi i nettet) og at der ikke er andre der hellere vil give lidt mere for at øge deres produktion, er det så forkert at betegne det som "billig overskudsstrøm"?

For at dække 20% af elforbruget med gaskraftværker, skal der laves brint af nærved 60% af elproduktionen fra VE.

Det eneste, der kræver backup fra gaskraft eller andet, er det traditionelle elforbrug, og når vi om blot 8-10 år har en vind og sol, der svarer til mindst 200% af det traditionelle forbrug, så er det højest 10% af det traditionelle forbrug, svarende til 5% af elproduktionen fra vind og sol, der skal dækkes af andet end sol og vind.

Hvis det 'alene' skal dækkes af brint, skal der altså bruges 15% af produktionen fra vind og sol, men det skal det ikke, da der oftest vil være mere konkurrencedygtige kilder i markedet end brint (batterier, vandkraft, udveksling etc...).

Det afgørende for elektrolyse bør vel - i det mindste som udgangspunkt - være, hvorvidt el fra støttefri VE (vind, sol, bio-kv, …?) og noget billig ”grå import”, bliver billig nok i en tilstrækkelig stor del af tiden til, at elektrolysen og alt dertil fornødent også kan etableres og drives støttefrit? - Idet brinten afsættes til de højest bydende, for således at række, så langt den måtte række.

En begrænsning for elektrolyse kan - således betragtet – potentielt/forudsigeligt? være, at den støttefri VE-udbygning går i stå inden el-markedsprisen bliver lav nok i en tilstrækkelig stor del af tiden, hvilket i givet fald bør give øget ”medvind” til konkurrerende muligheder og herunder bl.a. effektivt backup-ydende bio-kraftvarme. Dette indtil adgangen til billige kv-brændsler bliver begrænsende og den bl.a. derfor voksende el-markedspris, igen kalder på mere vind, sol, ....?

Hvis elektrolyse allerede nu er en positiv forretning (bl.a. forudsat indgåelige el-købs- og brintsalgs-aftaler), står det vel de brint-interesserede investorer frit for at vise, at de selv tror på dette, og herunder i en af dem selv valgt (uforsigtig stor?) skala?

Hvis det forudsættes, at staten/Energinet/…?) giver bindende tilsagn om etablering af en dyr brintledning, som derefter skal drives som en tarifbaseret forretning, bør staten/...? naturligvis forudsætte solide (f.eks. bank-)garantier, der om fornødent aktiveres, hvis brinten ikke flyder (produceres og afsættes) i aftalte mængder til aftalt tid. Ellers risikerer politikerne ikke blot nu at fremstå som skyldige i at intet sker, men også senere at blive nødt til at dække et evt. pt. uoplyst støttebehov for at sikre, at brintledningen kommer i brug.

Det er min antagelse at de 80/20 % er hvad der skal til for at dække det almindelige forbrug

80GW bruges direkte og de resterende 20GW skulle så komme fra gaskraft, der kræver omkring 50GW for at blive til 20GW el. Altså totalt skulle der bruges 130GW vind og sol, men det er i middel, som aldrig vil ligne det aktuelle.

Det væsentlige er, at når der er mere end 80GW VE, så er man nød til at lave brint af det overskydende, hvorfor man ikke kan tale om at der er overskud.

Det er i øvrigt ret ambitiøst. For havvind skulle der installeres noget omkring 260GW kapacitet.

Selvfølgelig kunne en del importeres og laves af biomasse og biogas, ligesom de kunne eksportere når sol vind vil det.

For at dække 20% af elforbruget med gaskraftværker, skal der laves brint af nærved 60% af elproduktionen fra VE. Det er simple overslag ud fra de 80% og 20% samt virkningsgrad fra el til brint til el.

Det er min antagelse at de 80/20 % er hvad der skal til for at dække det almindelige forbrug og ikke at halvdelen af de 80% skal gå til at generere energi til de sidste 20%, for så vil tyskerne meget hurtigt opdage at der er billigere alternativer (såsom biomasse og biogas) Og da man jo i Danmark også snakker om at begynde at producerer brint til det tyske marked, så kan de jo også importerer brinten i fremtiden...

Der er ingen forskel udover størrelsesforholdet. Når brintproduktionen er nødvendig til disse gaskraftværker, så forsvinder denne overskudsel som dug for solen.

Det er også værd at bemærke at vi ikke bare knalder et mere eller mindre tilfældigt antal vindmøller, solceller mv. op og håber at der så er den "overskudsel" til P2X som er nødvendig. Vi skal naturligvis etablere den nødvendige kapacitet, og den kan beregnes. Sidst jeg tjekkede kaldte man mennesker som kunne lave den type beregninger for "Ingeniører" og "Forskere".

Den forstår jeg ikke? Kan man ikke bruge billig overskudsel til at producerer brint der skal anvendes til elproduktion? Men man kan godt bruge billig overskudsel til at producerer brint til f.eks. stålindustrien?</p>
<p>Hvori består forskellen?

For at dække 20% af elforbruget med gaskraftværker, skal der laves brint af nærved 60% af elproduktionen fra VE. Det er simple overslag ud fra de 80% og 20% samt virkningsgrad fra el til brint til el.

@ Michael Rangård #11 og 12

Til dit # 11 må jeg nævne, at biologisk tungt omsætteligt biomasse som halm vil resultere i nær 100 % mere el og ca. lige så meget (i stedet for meget mindre) restvarme, og stort set ingen metan-læk, hvis nyttiggjort til effektiv central biokraftvarme frem for til - hidtil i særklasse støttekrævende - biogasanlæg.

Fra # 12:

I Danmark har vi en af de mest stabile elforsyningen i verden, men forbruget varierer time for time, igennem døgnet, hen over ugen, månederne og fra år til år... Desuden har vi over 75% VE i vores elmiks.

Men har vi fortsat dette, hvis vi fortsat stort set undlader at videreudvikle og forny den exergetisk effektive centrale kv-kapacitet, og hvad koster alt det alternative samlet set?

@ Claus Rasmussen, #10

Hvorfor ingen backup, restvarme, CO2e-reduktion mv. fra (dertil igen videreudviklet og fornyet) bio-kraftvarme i allerede etableret infrastruktur. Dette parallelt med (så kun) den mest omkostningseffektive "ende" af vind, sol og alt det dertil ekstra fornødne, så vi - samlet set - kommer både lettere, billigere og hurtigere i mål?

I DK rækker f.eks. blot halvdelen af den typisk opgjorte biobrændselsressource til mindst 3 GW el og ca. ligeså meget restvarme og dvs. f.eks. 12 stk moderat store kv-blokke på 250 MW el + restvarme. Og hvad er der i vejen med at importere noget supplerende biomasse fra skove, hvori netto CO2e-reduktionen ellers vil aftage, hvis skovene da ikke når at futte af under åben himmel?

Der skal en urealistisk stor mængde batterier til at sikre en stabil forsyning af VE over dage, uger og måneder.

Hvornår den sidste trediedel af emissionerne så kan skæres væk vha. brint er et andet spørgsmål - men man kan nok være rimeligt sikker på at det vil vare meget længe, før der foreligger brint i relevante mængder til dette formål. Brint-forklaringen skyldes nok nærmere at politikerne har fået malet sig så langt op i hjørnet med snakken om "sort naturgas" at de ikke kan forsvare/forklare investeringer i naturgasværker som sådan, selv om almindelig klima-logik taler herfor.

Skalerbarheden for brint-lagring er i en helt anden liga end den er for batterier. Der skal en urealistisk stor mængde batterier til at sikre en stabil forsyning af VE over dage, uger og måneder. Sol og især vind varierer på alle tidsskalaer, op til (flere) år, og der kan batterier slet ikke være med. Hvis man vil nærme sig 100% VE skal der enten brint til, eller evt. hydro-power i de mængder man kun har til rådighed i lande som Norge. Sæson-varmelagring er godt til opvarmning, men til genereing af el er temperaturene for lave til at lageret kan blive rentabelt. HT varmelagre er interessante men energitætheden er ret lav og lagret skal være absurt stort for at det batter. Desuden kan brint distribueres meget nemmere og desuden bruges til transport-sektoren eller omdannes (PTX). Så tyskerne tænker helt rigtigt og tager de nødvendige skridt.

Klimamæssigt er det afgørende at skiftet fra kul til naturgas umiddelbart vil kunne reducere CO2-emissionerne med 2/3 pga. lavere kulstofindhold i brændslet, bedre virkningsgrader og langt bedre reguleringsevne. Gaskraftværker er langt bedre til backup, de kan både starte og stoppe rimeligt rapt, dvs. der vil ikke (som nu) være behov for at stoppe møller for at skaffe plads til grundlast fra et brunkulsværk. Og så er gaskraftværker oven i købet relativt billige.

Hvornår den sidste trediedel af emissionerne så kan skæres væk vha. brint er et andet spørgsmål - men man kan nok være rimeligt sikker på at det vil vare meget længe, før der foreligger brint i relevante mængder til dette formål. Brint-forklaringen skyldes nok nærmere at politikerne har fået malet sig så langt op i hjørnet med snakken om "sort naturgas" at de ikke kan forsvare/forklare investeringer i naturgasværker som sådan, selv om almindelig klima-logik taler herfor.

Det bliver noget dyr el som kommer fra dem, særligt når deres brint er lavet af el, som altså derfor ikke kan siges at være overskudsel (billig), da det skal bruges til at lave brint til kraftværkerne.

Hvori består forskellen?

Udover at spare/effektivisere mest muligt, er det oplagt at starte med at udnytte biomasse mere bredt og (exergetisk) effektivt (hhv. inkl. fyringsteknisk vanskelige organiske restprodukter og med høj el-virkningsgrad) på fortrinsvis centrale bio-kraftvarmeværker i allerede etableret infrastruktur til både el og restvarme. Og meget mere biomasse kan - med bl.a. yderligere klima-fordel - dyrkes både i og udenfor DK/Europa.

Prisen og CO2e skal ikke sammenlignes med prisen og CO2e for "de første" mange overvejende direkte anvendelige og således "bedste" GW fluktuerende vind og sol, men snarere med en (alternativ) "sidste" langt dyrere og mindre CO2e-neutral kombination af dårligt kapacitetsudnyttet vind og sol med dertil fornøden: a) dyr og tabsbehæftet el-til-el- og sæsonvarmelagring, b) sjældent anvendt og bl.a. derfor dyr og ineffektiv spidslastkapacitet, c) ny/forstærket infrastruktur til bl.a. el og restvarme, brint, ..., d) nye/forstærkede udlandsforbindelser til typisk dyrere import end eksport, e) separate anlæg til alternativ bortskaffelse af ellers klima og på andre måder miljøbelastende organiske restprodukter, og f) ekstra energiforbrugende kulstofdeponering for at kompensere for, at alt det nævnte ikke er CO2e-neutralt, fordi det alt sammen skal fremstilles, opstilles, drives/vedligeholdes og senere skrottes.

Nogen bør snarest regne på, hvad der er den optimale kombination, og/eller vore politikere bør snarest holde op med at beslutte/støtte/indkøbe teknologi-for-teknologi rådgivet af egennyttige lobbyister, for i stedet at lade markedskræfterne komme i spil på grundlag af (effektivt målopfyldende) logiske og teknologineutrale rammebetingelser. - Så som støtte til-elproduktion, når el er dyr frem for, når den er billig/værdiløs og med numerisk samme belønning/straf pr kg reduceret/emitteret kg CO2e, uanset hvordan opnået.

Uvildig er jeg ikke.

"Brint" skal formentlig forstås bredt, dvs. brint-baseret lagring af energi fra tider med overskud - især sommeren - til tider med underskud, især vinteren. Termisk lagring mellem sæsonerne er næppe muligt, energimængderne er simpelthen for store.

Ved ikke om det er mig der er helt væk, men termisk opbevaring lyder bare mere simplet relativt til brint

80% skal komme fra VE, så må 20% altså komme fra disse gaskraftværker som formodentlig kun skal levere i 20% af tiden.

Det bliver noget dyr el som kommer fra dem, særligt når deres brint er lavet af el, som altså derfor ikke kan siges at være overskudsel (billig), da det skal bruges til at lave brint til kraftværkerne.

Jeg kan godt se at dele af de gamle kraftværker nok vil kunne genbruges, men er det virklig den mest effektive måde at lagre elektricitet på? Jeg kan godt se athttps://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S254243511830583Xunderstøtter det til langtids lagring, men på den anden side virker den her kilde(på mig som ikke har forstand på det) meget glad for lituim batterier, som måske ville være bedre anvendt hvor vægt er et problem?

Ved ikke om det er mig der er helt væk, men termisk opbevaring lyder bare mere simplet relativt til brint

Tysklands kulkraftkapacitet er på ca 30 GW i 2023

https://www.spglobal.com/commodityinsights/en/market-insights/latest-news/natural-gas/012621-german-gas-plant-capacity-set-to-exceed-coallignite-in-2023

"Hard-coal capacity was pegged at 16.2 GW and lignite at 17.8 GW after some 5 GW were removed from the market end-2020.

Set for closure by end-2022 are 1.5 GW from the second closure compensation auction for hard-coal plant this month as well as yet to be established volumes from rounds 3 and 4, reducing hard-coal capacity well below the 15 GW target by Jan. 2023.

Lignite capacity will fall to 15.3 GW by Jan. 2023 with 2.5 GW of units scheduled to come offline linked to RWE's Hambach mine, the list shows."

Så hvis de hvis de værker kan "fyldes" så dækker de næsten hele deres kulfraftkapacitet og så er vi ike engang begyndt at regne batteribackup m.m. fra VE med.

Spændende at se, om Europas suverænt største kulforbruger viser vejen.