henrik stiesdal bloghoved blog

Lidt om priser på energilagring

I sidste uge bragte Ingeniøren en artikel om et nyt koncept for lagring af elektricitet fra vedvarende energi. Når vinden blæser og solen skinner, og der er overskud af strøm, sendes elektrisk drevne togvogne op ad et bjerg i Californien. De er lastet med store betonklodser, som efterlades for enden af sporet. Her står de pænt og venter på, at vinden holder op med at blæse eller en sky går for solen, så er bliver underskud af strøm. På det tidspunkt sættes klodserne tilbage på togvognene, så de kan trille ned af bjerget igen, mens de elektriske motorer i togvognene producerer strøm.

Artiklen gav anledning til en del ping-pong på Ingeniørens debatsider, og jeg skrev om et overslag på, hvad elektricitet fra sådan et anlæg ville koste. Jeg lovede i den forbindelse at fremlægge min simple beregningsmodel – og den kan man finde på linket nedenfor.

Jeg har lavet modellen for nogen tid siden for hurtigt at kunne få et overslag på, om en ny, foreslået metode til energilagring giver mening rent økonomisk. Når det ene eller det andet universitet i USA fortæller med store armbevægelser om en ny type batteri, spejder jeg efter oplysninger om, hvad det koster, og hvad virkningsgraden er. Med disse oplysninger kan modellen give et bud på, hvad strøm leveret tilbage til nettet vil koste, når man skal købe den til lageret til en bestemt pris. Og når Tesla lancerer sin ”Powerwall” i form af et 10 kWh batteri til 3500 dollars plus omkostningerne til ladesystem, inverter og montage, bruger jeg modellen til at se, om sådan et batteri giver mening til ”rigtig” energilagring, dvs. op- og afladning for at udglatte variationer i elproduktionen, eller om det primært er til sikring mod strømafbrydelse.

Modellen er lavet i ”børne-Excel”, dvs. uden nogen form for makroer eller andre avancerede detaljer.

Modellen har naturligvis en masse antagelser. Man skal give et bud på, hvor meget et lager i gennemsnit vil blive udnyttet pr. dag, hvor stort det skal være, hvad levetiden bliver, hvor meget service koster, hvordan lageret bliver financieret, osv. De vigtigste oplysninger er dog stadig investeringerne i selve lageret, op- og afladning, og virkningsgraden.

For at gøre det muligt at sammenligne forskellige lagertyper, fastholder jeg de fleste input og varierer kun på investeringerne, virkningsgraderne og levetiderne.

I den udgave af modellen, som er vedhæftet her, sammenligner jeg fire forskellige typer energilagring. Følgende input er fælles (men kan ændres efter behag):

Energiprisen for strøm købt til lageret – her bruger jeg 18 EUR/MWh. Det er den laveste 10% fraktil af elprisen på det europæiske elmarked, og tanken er naturligvis, at man kun køber strøm til lageret, når prisen er lav

Kapaciteten – her bruger jeg 4800 MWh, svarende til Danmarks forbrug i én time

Lade-effekten – her bruger jeg 400 MW, svarende til fuld opladning på 12 timer

Virkningsgraden ved ladning – afhænger af lagertypen

Aflade-effekten – her bruger jeg igen 400 MW

Virkningsgraden ved afladning – afhænger af lagertypen

Gennemsnitlig udnyttelse pr. dag – jeg regner med, at man har 50% af én fuld op- og afladecyklus pr. dag. Det er konservativt i forhold til, hvad andre regner med. Man ser ofte, at folk regner med en eller flere cykler pr. dag. Men jeg tror, at man i det lange løb vil blive skuffet, hvis man sætter dette tal for højt.

Specifik investering i selve lageret - afhænger af lagertypen

Specifik investering i opladning - afhænger af lagertypen

Specifik investering i afladning - afhænger af lagertypen

Ekstra for infrastruktur, overheads m.v. – den sætter jeg normalt til 50%

Levetid af selve lageret – afhænger af lagertypen

Levetid af opladningssystemet – afhænger af lagertypen

Levetid af afladningssystemet – afhænger af lagertypen

Omkostninger til O&M – den sætter jeg normalt til 4%, det er nok lidt konservativt for batterierne

Andel af egenkapital – ved store kraftværker skal man normalt stille med 30% i egenkapital

Krav til afkast af egenkapital – man kan sjældent få at vide, hvilken forrentning der ønskes på egenkapital, men 12% er nok ikke helt ved siden af

Tilbagebetaling af egenkapital – denne betales tilbage efter, at lånet er betalt ud

Lånerenten – den del af finansieringen, der ikke er egenkapital, etableres som et lån. Jeg sætter normalt renten til 7%, det er nok lidt højt for tiden, men næppe helt ved siden af set over en 25-års periode

Lånets løbetid – her kan man normalt regne med 12 år

Modellen findes på

https://docs.google.com/spreadsheets/d/17GSgnGc2hry4NOoY8dGzedkvNeQF8T-B...

Man kan ikke direkte ændre i modellen, som den åbner på nettet, for så ville der lynhurtigt gå kage i det, når flere justerer på én gang. I stedet skal man vælge Filer, Download som, Microsoft Excel (xlsx), og så vælge Open. Og så kan man uforstyrret pusle med tallene i Excel.

I modellen skal man kun justere på de tal, som er angivet med rødt – det er indgangsparametrene. De tal, som er angivet med sort, er beregnede værdier, og dem skal man ikke pille ved.

Jeg har lavet fire eksempler – pumped hydro, den med jernbanevognene fra artiklen i Ingeniøren, blybatterier og Tesla Powerwall.

For pumped hydro er op- og afladningssystemet det samme, så det angives med en fælles pris. For jernbanevognene beregnede jeg kun en samlet pris for det hele, og den indgår så i prisen pr. kWh. For de to batterier er alle værdier angivet.

De fire lagerformer giver med mine indgangsparametre følgende energipriser:

Pumped Hydro: 134 €/MWh = 1.00 kr/kWh

Jernbanevogne: 1002 €/MWh = 7.50 kr/kWh

Blybatterier: 398 €/MWh = 2.97 kr/kWh

Tesla Powerwall: 758 €/MWh = 5.65 kr/kWh

Som en afsluttende bemærkning – modellen skal ses for, hvad den er – en rimeligt funderet metode til overslagsberegning og sammenligning af teknologier. Ikke en model til eksakt bestemmelse af økonomien i et projekt, det er den slet ikke detaljeret nok til.

God fornøjelse!

Henrik Stiesdal byggede sin første vindmølle i 1976 på forældrenes gård i Vestjylland. Siden tilbragte han 28 år i toppen af Siemens Wind Power og blev indehaver af 200 patenter inden for vindmølleteknologi. Henrik Stiesdal har studeret medicin, biologi og fysik.
sortSortér kommentarer
  • Ældste først
  • Nyeste først
  • Bedste først

Hvor er det rart med en god teknisk underbygning af argumenter - og mulighed for at studere forudsætningerne. Kærkommen modgift på disse sider, hvor argumenterne alt for ofte er "mavefornemmelse" eller et link til en obskur hjemmeside. Lidt skuffende at jernbanelageret var så dyrt forresten.

  • 25
  • 1

Blybatterier: 398 €/MWh = 2.97 kr/kWh

Tesla Powerwall: 758 €/MWh = 5.65 kr/kWh <<

Jeg har i tidligere debatter om akkumulatordrevne tog, færger og muligheden for at elleverandøren skulle kunne bruge elbilsakkumulatorer som lagring (altså uden at betale akkumulatorejeren for lagringsomkostningen!), hvor jeg lidt konservativt angav lagringsomkostningerne til mindst 2 DDK/kWh for bly/syreakkumulatorer og betydeligt mere for Li/ion og andre alkaliske akkumulatorer, men er straks blevet spammet ned af nogle akkumulatoroptimister, som mente at "Tesla" og en hr. "Musk" var i færd med forskning som "nok" ville nedbringe lagringsomkostningerne til 0,30 DDK/kWh inden for få år!

Godt med lidt substans!

John Larsson

  • 6
  • 11

Pumped hydro opfatter jeg som oplagt ifbm. et traditionelt vandkraftværk, hvor indtægten forhåbentlig i høj grad stammer fra produktion med naturligt regn/smeltevand.

Hvor højt sætter man omkostningen (investering og drift) for pumped hydro, i de (typiske) tilfælde hvor den er en del af en traditionelt vandkraftværk?

  • 0
  • 0

Tak for overblikket.

Jeg vil tro at infrastrukturelle projekter har adgang til lavere renter og investorer, der også kræver lavere forrentning af egenkapitalen - men kun under forudsætning af, at der er track record, så i praksis er valget begrænset til pumped storage indtil videre.

Alternative finansieringsmuligheder kan måske åbne sig for Power Wall som kan anvendes distribueret, hvis lovgivningen vel at mærke tillader det.

Har du ikke brugt samme model til din egen ide om trykluft lagring, og kan du i givet fald frigive den.

Som jeg husker det var din løsning markant billigere end nogle af de udvalgte alternativer.

  • 2
  • 0

Tesla Powerwall er sat til at skulle udskiftes hvert 4. år. Det er unfair når der er 10 års garanti på den. Med kun 50% udnyttelse bør den let kunne holde garantiperioden ud, og måske endda dobbelt så længe. Det bliver straks værre at få blybatterierne til at holde.

Jeg ved ikke hvor anlægsudgifterne til pumped hydro kommer fra, men det virker overraskende billigt i forhold til at vi ikke har noget bjerg at lave pumped hydro på.

Finansieringsomkostningerne er helt hen i vejret. Hvis vi skal gøre noget i den størrelsesorden, så er det et samfundsprojekt, og så kigger vi på renter på 3% eller mindre over 30 år. Ikke 12% afkast PLUS tilbagebetaling efter 20.

  • 11
  • 1

Tak Henrik, Hvor er det dejligt at se en der i den grad formidler sund fornuft med dyb faglig viden men som samtidigt brænder for sagen. Helt i modsætning til alle luftkastellerne og spin-doktorer. Selvfølgelig skal vi prøve nye ting og der er altid en prototype fase, men jordforbindelsen skal være der og urealistiske "fell-good" projekter bør slagtes.

  • 5
  • 0

Hvad har du imod Tesla Powerwall? Du har jo slet ikke sat dig ind i produktet og dine tal er derfor helt i skoven.

Der findes to udgaver. Begge har en forventet levetid på 15 år og kommer med 10 års garanti.

Model 1:

Kapacitet 10 kWh. Forventet levetid i fulde cykluser: 1500 Forventet brug: UPS til amerikanske hjem med ustabilt powergrid. Kun en cyklus per uge. Pris: USD 3500.

Model 2:

Kapacitet 7 kWh. Forventet levetid i fulde cykluser: 5000 Forventet brug: flytte strøm fra solceller fra dag til aften i private hjem. Forventet at du hver dag lader den helt op og aflader den helt i bund i cirka 15 år i træk. Pris: USD 3000

De to typer har helt forskellige batterikemi. Det er altså ikke samme batteri der bruges.

Ingen af dem er beregnet til at lade fra nettet. Ingen af dem kræver inverter. Forudsætningen er at du genbruger den inverter du allerede har i din solcelleinstallation og at den kun kan lade fra solcellerne. En Tesla Powerwall installation kan derfor slet ikke lade når elprisen er lav - du kan højest undlade at sælge strøm til nettet og lade på batteriet i stedet.

Der er derudover indbygget batteristyring og ladesystem. Der er indbygget DC til DC konverter i Powerwall, således at den kan snyde inverteren til at tro at den bare er et ekstra solcellepanel. Et panel der fungerer som en ekstra belastning når den lader. Et panel der kan levere strøm når det er mørkt.

Det er klart at den skal skrues op. Men det er nok ikke en opgave der kræver mange elektrikertimer, forudsat at du har en kompatibel solcelleinverter. Alt andet følger altså med.

Det er sikkert en fin model - men - garbage in garbage out.

  • 18
  • 6

Derudover så regnes der på utility scale, hvorfor man naturligvis bør regne på Tesla Energies produkt til utilities. Det hedder Power Pack og koster $250 per kWh. Power Pack leveres som en 100 kWh enhed.

På den første uge har Tesla solgt 25.000 Power Packs til utilities. Det er 2,5 GWh batteri. Er de mon idioter, hvis de blot kunne købe blybatterier for det halve? Jeg tænker nok ikke...

Og nok er der noget Apple effekt over Tesla, men 2,5 GWh til $250 per kWh er altså 4 milliarder kroner - på en uge. Solgt til folk der er nødt til at kunne forsvare investeringen.

  • 14
  • 3

Hej Henrik,

I forlængelse af vort (korte) møde om varmepumper og termiske lagre (akkumulering af strøm) inden du ophørte ved Siemens i Brande.

Jeg har sammen med investorer alle aftaler på plads omkring varmepumpeprojektet som vi drøftede som forsyner Brande, Ejstrupholm Nørre Snede mf. med fjernvarme når der flyttes energi i lunken vand fra industrierne i Brande til omegnsbyerne, og Brande forsynes selvsagt direkte af varmepumper, når der optages energi fra KMC, biomar osv.

Vi er lykkedes med at udvikle nogle varmepumpesystemer som yder nogle endog meget betragtelige cop-er så i hvert fald i første omgang har vi fravalgt (afgiftfri) strøm fra Siemens møllen i Brande, og simpelthen bruge afgiftsbelagt strøm fra stikkontakten.

Det er et meget stærkt projekt som dels reducerer varmeprisen ved byerne og giver virksomhederne en gevinst også, og en fortjeneste til investorerne.

I relation til at akkumulere møllestrøm så kunne vi faktisk realicerer et større projekt omkring et termisk lager, hvor jeg vil lave det på en lidt anden måde end du ville. Jeg vil vægte den høje xergi i den 'varme møllestrøm' og lagre den i (meget) varme sten og bruge en lavkvalitets energikilde som halm til at genvinde strømmen i lagret, når dampsystemet startes for at yde strøm.

Jeg mener faktisk jeg vil kunne realicere og finansierer et forsøgsprojekt med 1000 - 2000 M3 sten.

Det mener jeg faktisk kan lagre strøm billigere end alternativerne. Pris for Halm = 15 øre/kwh.

Niels Hansen, Ringkøbing Maskinværksted.

  • 5
  • 2

Hvad har du imod Tesla Powerwall? Du har jo slet ikke sat dig ind i produktet og dine tal er derfor helt i skoven.

Jamen dog, Baldur, jeg har da intet imod Teslas Powerwall! Tværtimod, jeg synes, at det er et herligt tegn på innovationsevnen hos Tesla, som jo på nogle måder minder om den hos Apple og andre fremsynede virksomheder.

Jeg har naturligvis godt set, at den tiltænkte bruger er en, som i forvejen har PV, men det betyder jo ikke, at man ikke kan tage den ind i sammenligningen med de andre lagerløsninger, når nu man som mig er interesseret i energilagring på systemniveau. For at komme med i sammenligningen med de andre lagerløsninger, er man nødt til at tilføje en ensretter og en inverter.

Jeg var til gengæld ikke bekendt med den, du kalder Powerpack. Dens data har jeg nu sat ind i regnearket. Med 250 USD pr. kWh og en levetid på 10 år får man en energipris på 2.75 kr/kWh under de samme forudsætninger som dem, alternativerne er regnet under.

  • 14
  • 0

Hvor højt sætter man omkostningen (investering og drift) for pumped hydro, i de (typiske) tilfælde hvor den er en del af en traditionelt vandkraftværk?

Ja, det er jo det gode spørgsmål!

Man kan finde mange forskellige forslag på nettet til omkostningerne ved at tilføje pumpeanlæg til eksisterende vandkraftværker. De omkostninger, jeg opererer med, er en slags lavere middelværdi af, hvad man kan oplede på nettet. Jeg hører meget gerne, hvis nogen har forslag til andre værdier, gerne med referencer.

  • 6
  • 0

For at komme med i sammenligningen med de andre lagerløsninger, er man nødt til at tilføje en ensretter og en inverter.

Jeg synes det er meget svært at få en fair sammenligning da Powerwall ikke blot er en stak batterier. Den kommer med en del elektronik, som du så regner med dobbelt, hvis du blot antager at du skal bruge nøjagtigt det samme som til en stabel blybatterier.

Der er meget lidt offentlig tilgængelig information om Powerpack. Vi ved at prisen er $250/kWh men vi ved ikke hvad det inkluderer. Jeg kan hellere ikke finde information om den er bygget på en batterikemi til 5000 cykluser eller den til 1500 cykluser. Jeg gætter på 5000 cyklus udgaven, da det må være det eneste der giver mening til systemlagring.

Det med at de har solgt 25.000 Powerpacks blev sagt i en briefing til aktionærerne i forbindelse med kvartalsregnskabet. Dvs. det er sagt under strafansvar, så det bør man kunne stole på.

I samme uge solgte de 75.000-100.000 Powerwalls.

“The response has been overwhelming, crazy,” said Musk during the shareholder call. “In the course of less than a week, we’ve had 48,000 reservations for the power wall, 2,500 reservations for the Power Pack.” On average, Musk said 1.5-2 units per reservation had been made for Power Walls, while the 2,500 Power Pack requests amounted to 25,000 units.

  • 2
  • 3

Har du ikke brugt samme model til din egen ide om trykluft lagring, og kan du i givet fald frigive den.

Som jeg husker det var din løsning markant billigere end nogle af de udvalgte alternativer.

Den lagertype, jeg selv har brugt en del kræfter på, er termisk lagring. Her varmer man på en sand- eller stenbunke med luft, der er opvarmet ved adiabatisk kompression, og aflader det igen gennem et dampkraftværk.

Med de samme forudsætninger som for de andre lagersystemer kommer man ud med noget i retning af 85 øre pr. kWh. Men det skal siges, at et termisk lager i sin natur er lidt anderledes end de lagerformer, der er givet eksempler på. Årsagen er, at det er meget billigt mht. kapacitet, og at det derfor får best muligt økonomi ved at anvendes som et langtidslager.

  • 5
  • 0

Årsagen er, at det er meget billigt mht. kapacitet, og at det derfor får best muligt økonomi ved at anvendes som et langtidslager.

Modsat f.eks. batterier? Det forekommer mig at en fuld løsning med batterier skal kombineres med "noget andet". Batterierne er der ikke endnu hvis man kun ser på kr/kWh, men de kan jo nogle andre ting. Levere og aftage effekt uden varsel, levere effekt lokalt, håndtere spidsbelastning.

Er det ikke sådan at Norge, og dermed pumpet storage, nogle gange er lidt langt væk? Jeg tænker at elsystemet kan være presset på en måde, så at det er bedre med et lager tæt på.

Der er også use cases som rastepladser med lynladere til elbiler. Det kan være dyrt at få etablere en tilstrækkelige kraftig elforsyning. Men så kan man i stedet have et lokalt batterilager til at tage spidsen af effektbehovet. Der er formodentligt lignende behov i industrien og måske for hele byområder (til at tage "kogespidsen").

  • 2
  • 3

En enkelt kommentar mere: Når du beregner prisen for pumpet storage, har du så inkluderet prisen for kablet til Norge? Det er måske en investering vi allerede har lavet, men på en eller anden måde er det jo også en omkostning ved den teknologi.

... eller en omkostning ved alle ikke lokale lagerteknologier - der skal betales for udbygning af transmissionskapacitet.

  • 3
  • 1

Modsat f.eks. batterier? Det forekommer mig at en fuld løsning med batterier skal kombineres med "noget andet". Batterierne er der ikke endnu hvis man kun ser på kr/kWh, men de kan jo nogle andre ting. Levere og aftage effekt uden varsel, levere effekt lokalt, håndtere spidsbelastning.

Ja, der gør faktisk en stor forskel, om man har et system, der har meget billig kapacitet, men forholdsvis dyr op- og afladning, eller om man har det omvendte. Termisk lagring og H2 er begge i første gruppe, med priser af størrelsesordenen 1 EUR/kWh, mens batterier er i anden, med priser af størrelsesordenen 100-300 EUR/kWh.

Når kapaciteten er billig, koster det kun lidt at få "plads" til store energimængder, og det giver mening at lave et lager, hvor det tager dage at op- og aflade hele lageret. Det gør det ikke rigtig for batterier.

Men dette er ikke en eksercits i, at den ene løsning duer, og den anden gør ikke. Det er bare forskellige ting, løsningerne kan.

Er det ikke sådan at Norge, og dermed pumpet storage, nogle gange er lidt langt væk? Jeg tænker at elsystemet kan være presset på en måde, så at det er bedre med et lager tæt på.

Jo, det har du helt ret i. Pumped storage er primært taget med her, fordi det blev diskuteret en del i debatten om de betonblok-lastede tog i USA. Det har ikke rigtig nogen relevans for det danske elsystem.

Der er også use cases som rastepladser med lynladere til elbiler. Det kan være dyrt at få etablere en tilstrækkelige kraftig elforsyning. Men så kan man i stedet have et lokalt batterilager til at tage spidsen af effektbehovet. Der er formodentligt lignende behov i industrien og måske for hele byområder (til at tage "kogespidsen").

Helt enig. Igen - det er forskellige ting, man kan med batterier og med termisk / H2.

  • 6
  • 0

Nej, prisen for pumped storage er alene for selve anlægget. Men som nævnt ovenfor, så er selve konceptet ikke så relevant for os her i Danmark

@Henrik

Mit bud på det termiske lager eller en 'forbedring' af dit lager se http://www.xqw.dk/Coppermine1560/displayim...

Man er jo ved at være der, hvor man må sige (med sikkerhed) at, de gængse teknologier til lagring af energi eller strøm. Jamen de kommer jo aldrig ned på den lagringspris som det termiske lager kan præsterer. Og det sammen med det kraftværk som så i øvrigt kan yde strøm når der er brug for strøm.

Det er selvfølgelig etableringsprisen og afskrivingstiden som er det 'tygende' men hvis man f.eks antog 20 % af Danmarks el-behov skulle ind over lagret for at landets el-forsyning var 100 % fossilfri så kræver det 6 Twh halm, affald eller lignende, for at genvinde den lagrede strøm 100 %. Og det er godt nok billigt, for at et helt el-system herefter kan forsynes af varierende el-produktioner = møller mm.

  • 4
  • 1

så kræver det 6 Twh halm,

i 2013 er landet oppe at brænde noget med 80 Twh brændsler af for at yde den strøm møllerne ikke afsætte og så lidt over 30 twh twh fjernvarme afsat i boligmassen. Det er jo et grusomt og utilgiveligt overforbrug af (brandbare)ressourcer som overhovedet ikke er nødvendig.

  • 2
  • 2

Jo, det har du helt ret i. Pumped storage er primært taget med her, fordi det blev diskuteret en del i debatten om de betonblok-lastede tog i USA. Det har ikke rigtig nogen relevans for det danske elsystem.

Men er det ikke indirekte det lager vi har idag? Når det blæser sender Danmark strøm til Norge, der kvitterer ved at lukke ned for vandet. Når det er vindstille, så åbner Norge og producerer strøm til begge lande.

Det er muliggjort af et søkabel mellem Danmark og Norge samt muligvis lidt ekstra turbinekapacitet i vandkraften. Men selve magasinerne kan være samme størrelse ligesom det ikke er nødvendigt at kunne pumpe vand op.

På en abstrakt facon, så er søkablet et lager.

  • 9
  • 0

Men er det ikke indirekte det lager vi har idag? Når det blæser sender Danmark strøm til Norge, der kvitterer ved at lukke ned for vandet. Når det er vindstille, så åbner Norge og producerer strøm til begge lande.

Det er muliggjort af et søkabel mellem Danmark og Norge samt muligvis lidt ekstra turbinekapacitet i vandkraften. Men selve magasinerne kan være samme størrelse ligesom det ikke er nødvendigt at kunne pumpe vand op.

På en abstrakt facon, så er søkablet et lager.

Jo, det har du fuldstændig ret i, dog med den måske lidt pedantiske kommentar, at et vandkraftværk i sig selv nok ikke helt kvalificerer sig til betegnelsen et lager.

Ved pumped hydro forstår man normalt et system, hvor et vandkraftværk forsynes med en pumpe (eller hvor torbinen ombygges, så den også kan fungere som pumpe), så der bliver flow i begge retninger i føderøret.

Ud fra denne snævre definition er det kun en lille andel af de norske vandkraftværker, der er "ægte" pumped hydro.

Men det rokker ikke ved, at du på et mere overordnet niveau har fuldstændig ret. Den billigste form for energilagring, man kan tænke sig, er at undlade at bruge af sin vandkrafreserve, når der er overskud på kontoen fra andre energiformer.

I Danmark kan det meget vel tænkes, at det vil være billigere at udbygge kabelforbindelserne til Norge og få de tilhørende aftaler med energileverandørerne i Norge, end det vil være at etablere dedikerede lagerfaciliteter i Danmark. Men i et lidt større perspektiv er der desværre langt fra vandkraftkapacitet nok i verden, og derfor giver udvikling af kost-effektive lagersystemer stor mening.

  • 12
  • 0

Jeps, det er en fin variant af det termiske lager - at man så at sige "beriger" damp, der er genereret med biobrændsler.

Generelt kan man sige, at når nu man har energi på den højeste form (elektricitet), så er det rent termodynamisk ønskværdigt at holde energien på en så høj form som muligt i lageret - det vil i praksis sige på så høj en temperatur som muligt. Og det er jo netop, hvad man opnår med dit rafinnement.

Der findes andre varianter af det termiske lager, som har tilsvarende termodynamiske fordele, men de tilhører generelt privatlivets fred hos Siemens, så dem kan jeg ikke så godt gå i detaljer om her.

Til gengæld har jeg i min pensionist-tilværelse bedre tid til at se på nogle af detaljerne i selve lageret, og det bliver emnet for en af de næste blogs.

  • 5
  • 0

Der findes andre varianter af det termiske lager, som har tilsvarende termodynamiske fordele, men de tilhører generelt privatlivets fred hos Siemens, så dem kan jeg ikke så godt gå i detaljer om her.

Jeg var for lidt over en måned siden, hos Claus Møller inde i Ballerup som har overtaget dit projekt internt for Siemens med det termiske lager.

Som jeg kunne forstå det, så skal det afprøves i Hoved og r.. før Siemens vil stå bag sådanne systemer hvis de skal sælges kommercielt. Som selvfølgelig er forstålig.

Det jeg er lidt bekymret for det er den propel som skal flytte den meget varme luft i lagret, i mit setup, fordi der vil i nogle driftssituationer komme meget varme luft 'forbi'..

Jeg er i dialog med ledelsen ved DONG om at overføre den enorme mængde spildenergi der er i Brande at overføre den til Herning som lunken vand, så det nuværende kraftværk kan lægge stille i sommerhalvåret.

Her skal så virke et mindre halmkraftværk, som ikke yder strøm men kun akseleffekt til varmepumper som integreres i kraftværkets dampsystem.

Samlet mener jeg uden problem jeg kan finansierer et forsøg med det termisk lager sammen med det lille kraftværk.

Så opstilles en mølle i området som driver varmepumperne, når vinden blæser, ellers det termiske lager og sidste mulighed halm.

  • 3
  • 3

Niels Hansen

Man kan jo kun håbe at du nu omsider får lov til at revolutionere fjernvarmen - det trænger den jo til.

Hvis der kommer et konkret projekt ud af det, så foreslår jeg at ing.dk lod dig køre en blog på projektet.

Ved de temperaturer som forekommer i systemet må der være mange industrielle processer (Stenuld, glasuld, cement, tegl, metalstøberier osv.) som ved samlokalisering kan få adgang til billigere varmeenergi, der ved lavere temperaturer kan recirkuleres.

Kan halm ikke forgasses i en krog af dit system og derved forbedre system performance og økonomi yderligere.

  • 3
  • 1

Hvis der kommer et konkret projekt ud af det, så foreslår jeg at ing.dk lod dig køre en blog på projektet.

VI har alt på Plads i Brande: aftaler med fjernvarmeværkerne (som dog skal godkendes af deres bestyrelser), investorer, Dansk Fjernvarmes Projektselskab har sagt god for projektet, Virksomehderne har sagt ok og alt er på plads.

Vi arbejder så med nogle systemer som fryser vand til is efter det samme princip som installeres i Augustenborg nu se http://nhsoft.dk/work/FG24/Jun/London04.pdf hvor man fryser vand som i praksis er en destilationsproces som er optimal sammen med det spildevand som afsættes fra fabrikkerne i Brande.Nu bliver der meget store effekter i lunken vand som vi planlægger at sende til Herning som lunken vand, eller som vi er i dialog med DONG omkring at der kommer til at virke et kraftværk i herning med varmepumper.

Vi har et projekt til vurdering hos Ledelsen ved Novopan umiddelbart syd for RAnders. Et projekt som forsyner alle fjernvarmeværker i oplandet til fabrikken når der overføres energi i lunken vand til lokale varmepumper som yder fjernvarme ved enorme cop-er når byerne kan forbruge 70 c'.

Hvis vi kan få lov at købe kraftværket i Randers så nedlægges det og hele RAnders varmebehov kommer fra DAKA; Weber og Novopan, når fjernvarmebrugerne oplever lavere fjernvarmepriser. Herefter kommer der til at virke et samlet projekt hvor RAnders forbindes med Århus Via Hornslet men kun via lunken vand.

Vi mener vi kan leverer fjernvarme vedbyerne til 250 kr/mwh når vi afskrives og driver alt, det kræver selvfølgelig at virksomehderne skal accepterer vores oplæg, som giver dem en betydelig reduktion af deres udgifter til energi når der virker halmkraftværker som yder strøm til deres produktioner, sammen med at varmepumper integreres i halmkraftværkets dampsystem.

  • 2
  • 4

Ved de temperaturer som forekommer i systemet må der være mange industrielle processer (Stenuld, glasuld, cement, tegl, metalstøberier osv.) som ved samlokalisering kan få adgang til billigere varmeenergi, der ved lavere temperaturer kan recirkuleres.

Det som virkelig sparker røv! Det er når et halmkraftværk i Brande som kommer til at forsyne virksomheder når hver virksomhed har en dampturbine og 'køber' så damp til el-produktionen, fra en central 40 - 50 mw dampkedel ved Halm. Når Siemens så kan lave dampturbinen så der udtages deltryk eller så i praksis at virksomhederne kan bruge dampen til proces sammen med at varmepumper drives af akseleffekt fra dampturbinen når energi løftes i temperatur til enten procesenergi til virksomhederne eller til alm. fjernvarme til Barnde. SÅ er der penge i systemet når halm til 150 kr/mwh erstatter gas til 230 kr/mwh og strøm til 650 kr/mwh, og spildproduktet sælges så via det lunkne vand via varmepumper som typisk kommer til at virke ved cop-er bedre end 10 og f.eks. Ejstrupholm erstatter fjernvarme til 450 kr/mwh fra gas.

Vi opererer med 'brændsler omkostning' til varmepumperne til (afgiftsbelagt) strøm omkring 100 kr/MWH..

  • 3
  • 4

Kan halm ikke forgasses i en krog af dit system og derved forbedre system performance og økonomi yderligere.

Vi har jo nogle ret lave el-virkninger på de halmkedel som er til at betale som kun kører 25 bar. Vi er omkring 20 % el-virkning når kondensatenergien bruges som procesenergi ved industrierne. Det kunne sikkert gøre markant bedre ved forgasning..

Men det er jo hele synergien ved at 'interaktiverer' med med kedelanlægget (som kun yder 87 % af halmens energi til damp), med industriproduktionen og de varmepumper som yder fjernvarme. Fra varmepumperne her er der varme energikilder som bruges i virksomhedernes processer, og herved erstatte 'dyr' procesdamp fra halmkedlen. Osv osv.

  • 1
  • 4

@Henrik Stiesdal

En ting undrer mig:

Da du som ung i 70'erne kastede dig over vindmøller, var der så en ældre pensioneret ingeniørtype der fandt om ikke regnearket så regnestokken frem, og lavede en hurtig beregning og fortalte dig, at dine ideer og visioner ingen gang på jord havde? Belærte dig om kW-priser og kuls fremragende egenskaber mht. pris, forsyningssikkerhed etc? Fortalte dig, at du lige så godt kunne give op, fordi enhver kunne se, hvad fremtiden ville bringe?

Hvad gjorde du i så fald? Fulgte du dine drømme og det du troede på var det rigtige? Fortsatte dit utrættelige arbejde med vindmøllen? Gav helvede i hvad andre sagde og lagde dobbelt så meget energi i arbejdet i, så du kunne vise dem, hvem der havde fat i den lange ende? Fik vist de kloge pensionerede ingeniør-typer, at selvom tingene nok så sorte ud nu, så ville fremtiden vise at du havde ret? Vise at deres forstokkede tankegang og beregninger ikke holdt vand?

Lige præcis derfor under det mig, at du nu er den første til at lange ud efter dem der nu er unge. Dem der følger deres drømme og tro på at de via teknik og teknologisk udvikling kan være med til at skabe en grønnere fremtid for os alle.

Selvfølgelig skal der realiteter ind i debatten - men pas på at du ikke ender med selv at blive den forstokkede nej-siger du sikkert selv har kæmpet med hele dine karriere.

  • 4
  • 6

@Henrik Stiesdal

Hej Henrik

Kunne du medregne gyngerne-og-karrusel virkningen?

Hvis fx 33% af årets kwt i Danmarks elnet skal gemmes og hentes i dine energilagringspris eksempler, så er den totale elregningsstigning for elleverandørene (og dermed elforbrugerne) groft set følgende:

x= pris per kwt (midlet over året - og energi leveret af solceller/vindmøller)

y= pris per kwt (midlet over året - og energi leveret af energilager; opsparet fra overskud fra solceller/vindmøller)

.

Antager at gemte kwt skal betales udover lagringsprisen per kwt:

((100%+midlet_lagringstab) gange x + 33% gange y)/100% = pris/kwt midlet over året og energileverancetypen.

midlet_lagringstab = 33% gange lagringstab. 0<lagringstab<fx 50%

.

eller:

Antager at gemte kwt og lagringtab er indlejret i lagringsprisen per kwt:

((100%-33%) gange x + 33% gange y)/100% = pris/kwt midlet over året og energileverancetypen.

  • 2
  • 0

Lige præcis derfor under det mig, at du nu er den første til at lange ud efter dem der nu er unge. Dem der følger deres drømme og tro på at de via teknik og teknologisk udvikling kan være med til at skabe en grønnere fremtid for os alle.

Jeg kan sagtens forestille mig at du har set "ingeniørtyper" som matcher din beskrivelse, men din beskrivelse af Henrik er ikke retfærdig. Jeg kender kun Henrik fra Ing.dk og jeg ved faktisk ikke om han har en formel ingeniøruddannelse bag sig ("ingeniør" er jo ikke en beskyttet titel)! Bare fordi Henrik meget åbent deltager med sin viden og sin lange erfaring, og derved naturligvis også siger sin mening om idéer som han ved er håbløse, så synes jeg at han er meget langt fra det du beskriver som "ingeniørtyper"!

Jeg er selv ingeniør fra en af Sveriges ældste ingeniørskoler (i Örebro, midt i "Bergslagen"), dimitteret 1963. Jeg ved godt at nogen misforstår ingeniørfaget og tror at alle ingeniører er kreative opfindere. Sådan er det ikke, men det betyder ikke at disse "ingeniørtyper" (for det er nok dem du sigter til!) ikke udfylder en væsentlig funktion i samfundet! Der skal sørme være orden i tingene, når nye brokonstruktioner skal beregnes eller nye fly skal testes!

Jeg "opfandt" selv mere end en håndfuld vindmølletyper i 1970'erne. Ingen blev til noget fordi jeg kunne selv med min ingeniøruddannelse i baggrunden hen ad vejen kunne finde ud af hvor de alle havde svage punkter mht. økonomi, materialer etc. Der var masser af idéer i luften den gang og nogle opfindere blev temmelig fattige, fordi de først skulle bygge deres uheldige monstrum, inden de forstod hvor dårlig idé de havde gået rundt med i alt for lang tid! Derfor tror jeg at Henrik, når han på sin diplomatiske måde afviser en idé, gør en god gerning, og jeg er ikke så sikker på at alle der fremkommer med forslag er så unge endda!

John Larsson

  • 5
  • 2

Lige præcis derfor under det mig, at du nu er den første til at lange ud efter dem der nu er unge. Dem der følger deres drømme og tro på at de via teknik og teknologisk udvikling kan være med til at skabe en grønnere fremtid for os alle.

Selvfølgelig skal der realiteter ind i debatten - men pas på at du ikke ender med selv at blive den forstokkede nej-siger du sikkert selv har kæmpet med hele dine karriere.

Ja, det er en særdeles relevant kommentar, og den har jeg naturligvis selv tænkt en del over.

Indledningsvist vil jeg lige anholde det med "de unge". Jeg forholder mig ikke rigtig til, om de ideer, vi debatterer her, kommer fra unge eller gamle. Baggrunden for, at jeg syntes, det gav mening at fremlægge beregningsmodellen i denne blog, var Ingeniørens præsentation af ideen med mekanisk lagring af energi i betonblokke, som køres op på et bjerg. I min vurdering af denne ide har det ikke indgået, om forslagsstillerne var unge eller gamle - ved ikke noget om dem.

Så til det mere substantielle -

Jo, du har helt ret i, at man ikke skal blive en forstokket nej-siger. Den risiko er der, og den må alt andet lige blive større, efterhånden som man stivner lidt med alderen.

På den anden side mener jeg heller ikke, at man skal foregøgle nogen, unge eller gamle, at en ide er holdbar, hvis man ud fra enkle, fysiske overvejelser kan se, at det er den ikke. Det mener jeg ikke, at nogen er tjent med.

I de senere dage har jeg kommenteret på forskellige forslag til lagring. Jeg havde ikke de store skrupler i forhold til den med jarnbanevognene, men i forhold til andre har jeg været lidt mere betænkelig, præcis ud fra overvejelser som dem, du kommer med ovenfor.

Lad os se på dem en for en -

Jernbanevognene - her er problemet kombinationen af en alt for høj omkostning pr. i dag og det forhold, at det hele er baseret på særdeles velkendt teknologi. Prisen på jernbanespor og beton er, som den er, og der er ingen kostreduktion fra en "learning curve" at se frem til. Også på elsystem m.v. ser man på meget modne teknologier. Når man så i dag ligger på mange kroner pr. kWh, kan jeg ganske enkelt ikke se, hvordan det skal kunne konkurrere med meget billigere teknoligier, der måske oven i købet har gevinster fra learning curves at se frem til.

Svinghjulet - her er problemet, at omkostningen er mere end en størrelsesorden for høj, på trods af, at man har arbejdet med svinghjulslagring i 40 år, og på trods af, at levereandøren selv har arbejdet på sagen i måske 10 år. Ganske vist vil der faktisk være en learning curve, men der er bare alt for langt ned til en konkurrencedygtig pris.

For disse to, professionelle systemer mener jeg, at vi alle er tjent med at få besked om, hvad det koster. For det er nu en gang sådan, at det aldrig kommer forbi prototype eller måske demonstration i nogle få projekter, hvis det er flere eller mange gange dyrere end alternativerne.

Så til to andre forslag fra de senere dage:

Bly i vingetipperne - en simpel, fysisk beregning viser, at der med tre tons ekstra masse i vingetipperne oplagres energi til under 10 sekunder.

Trykluft i mølletårnet - en simpel, fysisk beregning viser, at der med tre tons ekstra masse i vingetipperne oplagres energi til under 10 minutter.

Her har jeg ikke regnet økonomi, af den simple årsag, at resultatet er givet på forhånd.

Med disse to forslag har jeg været lidt mere i tvivl om, hvorvidt jeg burde være som kongedatteren i Klods Hans - "Duer ikke - væk!"

Efter moden overvejelse har jeg valgt at gå ind i en argumentation, ikke med en simpel afvisning, men med angivelse af en beregning og dens resultat. Jeg mener reelt, at denne fremgangsmåde er den rigtige, fordi den viser forslagsstillerne en metodik, man kan anvende, når man afprøver nye ideer.

Det væsentlige her er, at ingen af beregningerne er indviklede. Både regnearket, som der er henvist til i bloggen, og de beregninger, der er lavet andetsteds, er enkle. Jeg holder med vilje tallene på et eller to decimaler, fordi alle ved eller bør vide, at der er alskens usikkerheder.

Jeg tror, at det med at lave sådanne simple overslagsberegninger, er en kompetence, unge ingeniører bør have. Og så må de, hvad enten de er unge eller gamle, være modne nok til at kunne tåle skuffelsen ved, at nogle af deres ideer vil vise sig at være mindre gode, når man har resultatet af overslagsberegningerne.

Til sidst - jo, i 1970'erne var der ikke mangel på fagfolk, som fandt fornøjelse i at påvise, at det med vindkraft ikke førte nogen steder hen. Vi kender alle historier som den med, at vindmøller aldrig tjener den energi hjem, der er gået til at lave dem (i virkeligheden tjener de den hjem 25-50 gange).

Når vi alligevel blev ved, var det faktisk til dels på baggrund af overslagsberegninger som dem, jeg har beskrevet ovenfor. Med dem i hånden og med indsigt i de kost-reduktioner, vi opnåede, og som jeg nu om stunder beskriver under "learning curve", kunne vi påvise, i det mindste overfor os selv, at vi nok skulle nå målet.

Hvis nogen på tilsvarende måde kan påvise, at jeg har været forstokket i afvisning af det ene eller det andet forslag, vil jeg hjertens gerne indrømme offentligt, at jeg har taget fejl. Jo mere, det kunne ske, desto bedre!

  • 11
  • 0

Kunne du medregne gyngerne-og-karrusel virkningen?

Hvis fx 33% af årets kwt i Danmarks elnet skal gemmes og hentes i dine energilagringspris eksempler, så er den totale elregningsstigning for elleverandørene (og dermed elforbrugerne) groft set følgende:

x= pris per kwt (midlet over året - og energi leveret af solceller/vindmøller)

y= pris per kwt (midlet over året - og energi leveret af energilager; opsparet fra overskud fra solceller/vindmøller)

Hej Glenn

Jeps, det har du fuldstændig ret i! Og det tæller naturligvis med, når man skal se på, om det kan betale sig at lave energilagring.

Jeg har rent faktisk lavet alskens beregninger af den art. Resultatet er, at forbrugerprisen stiger, når man tilfører lagring (i hvert fald lagring med dagens teknologi), men ikke så meget, som man skulle vente.

Jeg laver snart en blog om dette, hvor jeg vedhæfter regnearket.

Mvh. Henrik

  • 8
  • 0

Henrik, jeg synes jeg er nødt til at komme med et indspark her. Jeg arbejder i den grad med termisk energilagring, men indfaldsvinklen er ganske anderledes og passer derfor ikke rigtig ind i dit regneark. En stenovn/masseovn er godt nok en meget lille enhed, men gange mange tusinde enheder tæller det alligevel. Behovet for energilagring bunder i det samme. Et godt bål vil stort set altid afgive mere varme her og nu end vi har brug for i en privat husholdning. Det er dog svært at sige hvad prisen er pr kwt for et sådant lager, da lageret i sig selv øger udnyttelsesgraden af kilden, og den forventede levetid på lageret vel også spiller ind. Jeg har set ovne pillet ned efter kun 10år, og vi har en ovn i nabolaget bygget af romerne omkring år 0.

En væsentlig forskel er måske nok forudsigeligheden af behovet, hvor en masseovn må siges at være et ret utæt lager, men det hænger jo sammen med funktionen.

Min pointe er, at det der reelt ofte koster, er retten til at være uforudsigelig i sit forbrugsmønster, og kravet om at få leveret når behovet melder sig. Den er nok svær at få med ind i et regneark ;-)

Mit væsentligste energilager er dog brændestakken. Tabet er næsten = nul og etableringsomkostningen bare at rydde pladsen.

  • 2
  • 3

Her 3 år efter denne debat som har ændret væsentligt på de antagelser der var dengang 2015 ? - Der er vel især sket en prisændring på mega Tesla Walls og prisen er vel stadig faldende ? - Vil det være ønonomisk fordelaktigt / teknisk hensigtsmæssigt at når langt flere af os køre rundt i en "Tesla" så at bruge bilens batteri som "pawer wall" ? - Hvor meget mere "lagerkapasitet" vil vi kunne opbygge ved at udbygge søkablerne til Norge. Er der vand nok i Vest Norge til at kunne dække meget mere af dansk elforbrug når sol og vind ikke dækker vores elforbrug ?

Til de der gene vil kunne se den aktuelle co2 belasing på elproduktion ( på verdensplan er her et link ligeledes kan man se hvor en given elproduktion "flyder" hen mellem landene : https://www.electricitymap.org/?wind=true&...

  • 1
  • 0

Her 3 år efter denne debat som har ændret væsentligt på de antagelser der var dengang 2015 ? - Der er vel især sket en prisændring på mega Tesla Walls og prisen er vel stadig faldende ?

Der er sket en betydelig prisændring, som bl.a. har betydet at de etablerede bilproducenter ikke længere kan ignorere konkurrencen fra elbiler.

Men det ændrer ikke væsentligt på antagelserne omkring lagerbehov i TWh-størrelsen. 1 million elbiler, hver med 100 kWh batteri, er immervæk kun 0,1 TWh energilager. .

De fleste Powerwalls installeres for at lagre strøm fra husets solcelleanlæg, til at dække forbrug på et senere tidspunkt i døgnet - herunder til oplagring af "Tesla'en".

"Tesla'en" kan i det tilfælde ikke erstatte Powerwallen, men hvis man indfører en elpris/afgift-politik, som giver et tilstrækkeligt incitament til at tænke bare en smule over hvornår vi lægger vore forbrug, er det jo oplagt at programmere "Tesla'en" til at lade op til højere SOC når der er mere strøm i udbud (lavere elpris) og visa versa - og på den måde bidrager den jo til balancering, uden det koster på batteriets levetid.

Endvidere kan man aflade strøm fra "Tesla'en" til nettet, når efterspørgslen er høj.

"Vehicle to grid" (V2G) hedder det så, men man skal så overveje om den pris man får for at aflade f.eks. 50% SOC til nettet, både dækker 250 km af batteriets levetid + den elpris man betaler for at oplade batteriet + effekttab. .

Ingenting, så længe der er kabelkapacitet nok til at dække forbruget indenlands. .

Er der vand nok i Vest Norge til at kunne dække meget mere af dansk elforbrug når sol og vind ikke dækker vores elforbrug ?

I perioder, hvor vi har underskud af elproduktion, har vi har i princippet det vand til rådighed i de norske magasiner, som vi selv sparer nordmændene for at bruge, i de perioder hvor vi har sol og vind i overskud.

De norsk-svenske magasiner udgør en kapacitet, der svarer til 3-4 års dansk elforbrug, så ja, der er bestemt vand nok, så længe vi selv "fylder på" hvad vi skal bruge, inden vi forbruger.

Systemet er dog udfordret i at magasinerne typisk er tæt på fyldte i sensommer/efterår, så vi kan eksempelvis ikke bare sende 20 TWh overskydende solcellestrøm til Norge, og tro at vi kan få det retur næste vinter.

De 20 TWh ville i så fald bare blive konverteret til vand, der løber over dæmningen, så for at kunne levere dem retur, skulle normændene tage fra den energi de selv skal bruge gennem vinteren.

Så med andre ord, hvis søkablerne skal være en væsentlig del af løsningen i et VE-baseret energisystem, skal vi satse på enegikilder, der kan levere forholdsvis meget om vinteren - hvilket betyder; glem alt om solceller som et reelt alternativ til vindmøller, her på de nordlige breddegrader.

  • 10
  • 2

De 20 TWh ville i så fald bare blive konverteret til vand, der løber over dæmningen, så for at kunne levere dem retur, skulle normændene tage fra den energi de selv skal bruge gennem vinteren.

Så med andre ord, hvis søkablerne skal være en væsentlig del af løsningen i et VE-baseret energisystem, skal vi satse på enegikilder, der kan levere forholdsvis meget om vinteren - hvilket betyder; glem alt om solceller som et reelt alternativ til vindmøller, her på de nordlige breddegrader.

Er der overhovedet behov for sæsonlagring af el, om der bliver sat nok af vindmøller op i DK ?

Om vinteren når opvarmningsbehovet er størst, så yder/produserer vindmøllerne mest. I det vindfattige sommerhalvår, da er der ikke behov for varme, da kan solcellerne give et tilskud.

Jeg kan ikke se, at man har fuldt udnyttet pumped storage potentialet i dette anlæg i Norge : https://www.youtube.com/watch?v=opxgf5V_unA

Danmarks samlede elbehov + opvarming + elbiler i et par uger, er vel som " dråbe i havet", i ovenstående kæmpe dæmninger i Norge.

Et samarbejde med Norge om udbygning og lagring, er nok den billigste løsning p.t.

  • 1
  • 4

Er der overhovedet behov for sæsonlagring af el, om der bliver sat nok af vindmøller op i DK ?

Ja, vindkraftens sæsonudsving korrelerer meget fint med sæsonforbruget, som det er nu.

Der er endda lidt overskud i vinterhalvåret, så umiddelbart har vi ikke brug for egentlig sæsonlagring, men bare det at komme igennem en fhv vindfattig Februar, er bestemt ikke noget vi klarer med en under 1 TWh elbilbatterier og Powerwall's.

Det klarer de norske magasiner pt for os ganske uden problemer for hverken dem eller os, netop fordi vi som minimum "fylder" ligeså meget energi i magasinet, som vi får retur, indenfor vinterhalvåret.

Det ser dog en del anderledes ud, når hovedparten af varmeforbruget elektrificeres. Så får vi brug for at spare en anseelig mængde energi op til vinteren, hvilket de norske magasiner jo har en udfordring i, på trods af deres størrelse.

Store solvarmeanlæg med sæsonvarmelagre skal nok løse en del af det, men Stiesdals koncept er bestemt også interessant.

  • 4
  • 2

Det ser dog en del anderledes ud, når hovedparten af varmeforbruget elektrificeres. Så får vi brug for at spare en anseelig mængde energi op til vinteren, hvilket de norske magasiner jo har en udfordring i, på trods af deres størrelse.

Her forudsætter du, at det er billigere at bygge sæsonlagring end at bygge overkapacitet af vindmøller og acceptere, at der der på årsbasis produceres mere, end der kan anvendes.

Den forudsætning holder ikke nødvendigvis.

  • 5
  • 0

Her forudsætter du, at det er billigere at bygge sæsonlagring end at bygge overkapacitet af vindmøller og acceptere, at der der på årsbasis produceres mere, end der kan anvendes.

Den forudsætning holder ikke nødvendigvis. [/quote]

Allan.

Set fra en afstand har det undret mig , at man i DK øder penge på solfangere og utætte sæson damlagre. I min optik vil det være mere indlysende, at bygge overkapacitet af vindmøller istedet for.

Heroppe har man lavet beregninger / simuleringer for varmeforbrug / vindenergiproduktion over året, det viser at der er et perfekt match mellem vindmøllernes produktion og varmebehov.

Om vinteren hvor varmebehovet er størst, er der mest vind og det hører til sjældenderene, at der er vindstille mere end et par dage i træk.

Er der i DK lavet beregninger / simuleringer over lagers størrelse, så man kan holde varmen i vindstille perioder i vinterhalvåret hvor varmebehovet er størst ?

Jeg har været inde på DMI vejrarkiv og kigge, deres database virker tilsyneladende ikke, så der er svært at danne sig en mening.

  • 2
  • 2

Set fra en afstand har det undret mig , at man i DK øder penge på solfangere og utætte sæson damlagre. I min optik vil det være mere indlysende, at bygge overkapacitet af vindmøller istedet for.

Magnus - damlagre kommer først i betragtning, når man ønsker at dække 40-50% af årets energibehov med solvarme. Bortset fra det - det har aldrig været tilsigtet at damlagrene skulle være utætte.

Er man lidt mere beskeden med 20-25% dækning, behøver man kun en hel tæt svejst akkumuleringstank.

Solfangeranlæggene kan prismæssigt konkurrere med selv halmkedler ...

  • 4
  • 0

Er man lidt mere beskeden med 20-25% dækning, behøver man kun en hel tæt svejst akkumuleringstank.

Solfangeranlæggene kan prismæssigt konkurrere med selv halmkedler ...

Karsten.

I fjernvarmeregi skulle en svejst akkumuleringstank, der kan dække lagerbehov i ca 10 dage være stort nok ( som jeg ser det hos DMI, men som nævnt før er deres database noget rod ).

Det eneste der muligvis kan forsvare at stille solfangere op , er fjernvarmens store tab i net i sommermånederne. At dimensionere solfangere til sæsonopvarmning er håbløst, da solfangere produserer mest, når der ikke er behov for varmen.

Det eneste der giver mening økonomiskt, er at opstille møller og lagertank + eventuel varmepumpe, da møllerne produserer mest vinterhalvåret og behovet for opvarmning er størst.

  • 3
  • 1

For de fleste andre er det økonomien der afgører .... samt energiproduktionen er uden CO2 ...

Karsten.

Ud fra et økonomiskt perspektiv og produktion når der er behov, så er det kun vindmøllerne der kan komme på tale.

I fjernvarmeregi er mængden af varmeenergi der produseres uden der er bål indover negligerbar, så hvis man ville vælge at havde focus på CO2 udslip, så skulle vindmøllerne være et godt bud.

Er der ellers noget nyt, angående de utætte membraner og har man en løsning ?

  • 3
  • 1

Kik på Nordpool spot elpriser om sommeren - de hedder 0,30-0,40 kr/KWh

Karsten.

Nu er sommerpriser ikke så interessante i DK, da der ikke er fyringssæson, centralvarmepumper med COP 5-6 om sommeren gør at pris på 0,30 - 0,40 kr/ kWh stadigvæk er interessant. Men sættes møller op i mængder / overkapacitet som Allan Olesen nævner længre oppe i tråd, så må der uværgelig komme lave priser i vinterhalvåret, hvor man virkelig har behov for varmen.

Dansk halm og vindmøller + varmepumper kunne sikre reduseret størrelse på lager, da der kan forekomme vindstille perioder om vinteren.

  • 0
  • 1

Varmepumper kræver mange drifttimer pr. år for at blive billige pr. KWh.

Karsten.

Fjernvarmens tab på 20 % som er ca konstant over året + varmt forbrugsvand, sikrer at varmepumperne har noget at lave igennem sommeren.

Vinterhalvåret kommer de at køre for fuld last, mængde af billig vindmøllestrøm bliver dimensionerende for størrelse, elkedler er et billigere alternativ end overdimensionerede varmepumper og kan vise sig økonomisk at være en bedre løsning, selv om udbytte er 1 til 1.

Alt efter størrelse på varmepumpe og udbygning af vind, så skulle varmepumperne sikres rimelig mange driftstimer.

  • 2
  • 4

Fjernvarmens tab på 20 % som er ca konstant over året + varmt forbrugsvand, sikrer at varmepumperne har noget at lave igennem sommeren.

@Magnus Som Karsten skrev tidligere - sæt dig ind i tingene. For det første så skal vi lige have "fanget" den med 20% tab. Det er ikke ved brancheforeningens medlemmer ! Her er tabet omkring 17%. Relativt betragtet naturligvis lavere om vinteren og højere om sommeren. Ca. 65 % af alle danske husstande har fjernvarme og 60% af fjernvarmen er allerede produceret på grøn energi, så mange steder vil varmepumper kun blive 2. eller 3. prioritet.

Alt efter størrelse på varmepumpe og udbygning af vind, så skulle varmepumperne sikres rimelig mange driftstimer.

Hvad er rimelig mange ? 50% af året ? 75% af året ? Et sted der imellem er f.eks. nok mest realistisk for flere af de meget omtalte store datacentre.

Er der i DK lavet beregninger / simuleringer over lagers størrelse, så man kan holde varmen i vindstille perioder i vinterhalvåret hvor varmebehovet er størst ?

Den kommentar kom du med lidt tidligere i tråden. Hvilket fører mig tilbage til den tidligere kommentar - sæt dig ind i tingene. Selvfølgelig er der lavet beregninger/simuleringer. Det indgår ganske naturligt som et element i det fleste større selskabers scenarieanalyser. Så store energilagre er stadig interessante.

  • 1
  • 5

[quote id=893544] For det første så skal vi lige have "fanget" den med 20% tab. Det er ikke ved brancheforeningens medlemmer ! Her er tabet omkring 17%. Relativt betragtet naturligvis lavere om vinteren og højere om sommeren.

17 % tab er ikke lige det som jeg har kunnet finde inde på: https://www.danskfjernvarme.dk/viden/stati...

Og postulatet om at tabet er for nedadgående, bliver svært at verificere for udenforstående, da man nu meget belejligt, har valgt at skjule elendighederne i årsstatistikken for offentligheden. :-(

  • 1
  • 4

17 % tab er ikke lige det som jeg har kunnet finde inde på: https://www.danskfjernvarme.dk/viden/stati...

Magnus - du kikker på krone/ øre opgørelse - Jakob henviser til opgørelse af energi og er renset for øvrige distributionsomkostninger.

Desuden er mange værker ombygget til biomasse, solvarme og varmepumper de sidste 5-8 år. Brændstofprisen synker og distribution får en større andel af de samlede omkostninger

  • 3
  • 1

17 % tab er ikke lige det som jeg har kunnet finde inde på: https://www.danskfjernvarme.dk/viden/stati...

Og postulatet om at tabet er for nedadgående, bliver svært at verificere for udenforstående, da man nu meget belejligt, har valgt at skjule elendighederne i årsstatistikken for offentligheden. :-(

@Magnus Du gør dig godt nok ikke særlig meget umage for at finde facts til debatten. Allerede i 2014 var man tæt på de 17% https://www.danskfjernvarme.dk/nyheder/nyt.... Og at tabet har været yderligere faldende har du så ikke har kunne finde, da du ikke loggede ind i statistikken.

  • 1
  • 4

Her ses tabet som en stigende trend, som passer fint med at man kobler lavforbrug på og kunder flået på varmeregningen energirenoverer.

Magnus - du vrøvler! Gør det op i procent - hvis der bliver leveret mere varme, så stiger tabet også i absolutte tal - Du skal have luppen frem for at finde en afvigelse: Fra 19,99 til 20,00% over de nævnte år fra 2005 til 2017.

Iøvrigt er Jakobs opgørelse på ledningstab, hvor energistyrelsens er på tab ialt fra indfødning til udnyttelse hos forbruger

  • 2
  • 3

Der findes ikke mange anlæg af den type, fordi de kræver to damme, og de fleste vandkraftværker kan fungere på lignende vis ved enten at producere eller stoppe produktionen og lade dammen fyldes op. Der er sikkert nogle forudsætninger jeg ikke har styr på, men det lyder til at være en billigere måde at gøre det på. Det er sådan Norge og Sverige fungerer som batteri for Danmark pånær vistnok et enkelt anlæg i Norge.

  • 8
  • 2

Der findes ikke mange anlæg af den type, fordi de kræver to damme, og de fleste vandkraftværker kan fungere på lignende vis ved enten at producere eller stoppe produktionen og lade dammen fyldes op.

Svend.

For DK er det ideelt lagringsmæssigt at have Norge som nabo.

Bygge et pumped storage, hvor den øvre og nedre dam er lige store, er det optimale. I link kan man se, at kæmpedammene med stor højdeforskel som er ideelle til pumped storage. https://www.youtube.com/watch?v=opxgf5V_unA

Virkningsgrad for pumped storage anlæg er også rimelige, samlet ca 70 - 80 % muligvis lidt højere, om talen er om rigtig store anlæg og der bliver kælet for detaljerne.

Her er link til Francis turbine ( stor turbine med høj virkningsgrad ) store synkron motorer / generatorer sikrer også god el virkningsgrad, som samlet giver god virkningsgrad. https://www.engr.colostate.edu/~pierre/ce_...

Ved stor faldhøjde og varierende last skal man se på Pelton turbiner, da dens efficiency curve er høj over et stort lastområde.

  • 1
  • 4

Hvor stor er forbindelsen til Norge , Tyskland og Sverige ? Er der aftaler om at vi i princippet kan aftage maximalt på de kabler , når og hvis vi ikke selv producere strøm nok . Kan vi købe den el til en ok pris i de siutuationer ?

  • 1
  • 1

Hvor stor er forbindelsen til Norge , Tyskland og Sverige ? Er der aftaler om at vi i princippet kan aftage maximalt på de kabler , når og hvis vi ikke selv producere strøm nok . Kan vi købe den el til en ok pris i de siutuationer ?

Værende forbindelser er alt for små og få hvis man tænker pumped storage og vindmøller sat op i mængder. https://www.youtube.com/watch?v=lsSUPpwtqhQ

Man har i Norge stor focus på miljø, ( selv om det er et olieproducerende land ) så vælger man at gå over til el, alle de steder hvor det kan lade sig gøre. At tanken om elektrificering og miljø også har tag ude blandt den jævne befolkning, vidner eksempelvis deres forkærlighed for elbiler om.

Der skal nok ikke sås tvivl om, at Norge vil strække sig langt og virke som " batteri " i et fremtidigt elektrificeret samfund, så man sikrer at et nu Danmarks forkærlighed for afbrænding reduceres /stoppes.

Det er ikke ligefremt billigt at etablere pumped storage, mon så en af forudsætningerne for at få el tilbage til ok priser ikke være, at billig overskudsstrøm har fyldt lagrene.

For den del del der angår opvarmning i DK, så er det langt billigere og effektivere at etablere varmetanke.

  • 2
  • 2

Det svage led i VE-eriet er at Norge og Sverrig ofte har vand nok,men for få vand- og damp-turbiner til at hjælpe fjollede danskere . Tallene var,så vidt jeg husker. Norge har 25GW og har haft et max forbrug på23,5 Sverrig har 14 med vand langt pokker i vold og 8 KK tættere på. Deres max forbrug rammer af og til 27 Her vil det ikke hjælpe om Danmark så har 10 gange så mange møller og ingen Fossilværker. I Norge er det en hel sikker måde at blive forhenværende folketingsmedlem at foreslå mere vandkraft. Sverrig har heller ikke planer om flere GW vand

  • 3
  • 4

I Norge er det en hel sikker måde at blive forhenværende folketingsmedlem at foreslå mere vandkraft

- nemlig!:

Det er især fagforeninger og en række centrum-venstre politiske partier, som har ydet stor modstand mod Norges indførsel af EU’s tredje energidirektiv,

Partierne Rødt, Sosialistisk Venstreparti og Senterpartiet har meddelt, at de siger nej til ACER, mens Arbeiderpartiet ikke har taget endelig stilling til deres position i sagen. Arbeiderpartiet er tungen på vægtskålen i Stortinget, og hvis partiet stemmer nej, vil det betyde et flertal mod EU og ACER.

Barbro Auestad, der i 11 år har arbejdet ved et metalstøberi og nu er med i ledelsen af fagforeningen Industri Energi, er også modstander af Norges tilslutning til ACER.

”Nu er jeg en del af ledelsen af fagforeningen Industri Energi, som kæmper for at beholde suverænitet over norsk vandkraft. Vi ønsker at fortsat have fordelen af rimelig vandkraft til husstande og ikke mindst industrien i Norge”, siger Barbro Auestadi...

http://www.folkebevaegelsen.dk/norge-stor-...

  • 2
  • 1

Man har i Norge stor focus på miljø, ( selv om det er et olieproducerende land ) så vælger man at gå over til el, alle de steder hvor det kan lade sig gøre.

Magnus - tror ikke du er bekendt med, at ret så mange danske svejsere tjener til føden ved at lave bålbaseret fjernvarme i Norge?

Siden 2009 til 2017 er fjernvarmen vokset fra 4.300 GWh til 6.200 GWh/ år med et kortsigtet mål om 10 GWh i år. http://www.fjernkontrollen.no/

Til sammenligning er den danske fjernvarmeforsyning 37.500 GWh/ år

Og her skal man i baghovedet have, at i DK har man tradition for store net og kraftvarmeanlæg, som Norge ikke historisk har haft meget af.

Synes helt klart det viser i hvad retning Norge vil - eks. vis har det i en del år ikke været tilladt at udføre ikke-vandbaserede varmeanlæg; men i en-familie huse må du godt opsætte en elkedel til at føde det anlæg

  • 4
  • 0

Synes helt klart det viser i hvad retning Norge vil

Karsten.

Thumbs up til norsk fjernvarme. :-) Deres miljø rigtige tilgang til forsyning ser unægtelig noget bedre ud end denne, se nederst på side 17 : https://ens.dk/sites/ens.dk/files/Statisti...

Det er negligerbart hvad der i DK forsyner, uden der er bål indover. :-(

At der i Norge stilles krav til, at der skal være vandbåren opvarming er ikke så tosset endda, det fremtidsikrer huset, så der kan komme varmepumper eller fjernvarme indover på et senere tidspunkt.

I Norge laver de også denne lavtemperatur fjernvarme, det kunne være interesant at vide hvordan virkningsgrad er :https://naturvernforbundet.no/naturogmiljo...

  • 0
  • 1

I Norge laver de også denne lavtemperatur fjernvarme, det kunne være interesant at vide hvordan virkningsgrad er :https://naturvernforbundet.no/naturogmiljo...

@Magnus Du skulle følge lidt mere med i hvad der sker i fjernvarmebranchen. I Danmark har man også lavet “kold fjernvarme” f.eks. https://www.silkeborgforsyning.dk/privat/v... Det kan bare ikke betale sig, hvor der er mulighed for at tilslutte et centralt net. Og så skal du huske på, at den største omkostning ved etablering af et ledningsnet (uanset om det er uisolerede eller isolerede rør) er grave-/jordarbejdet.

  • 3
  • 0

Og så skal du huske på, at den største omkostning ved etablering af et ledningsnet (uanset om det er uisolerede eller isolerede rør) er grave-/jordarbejdet.

Jakob.

De må være dygtige / arbejdsomme i Norge i grave-/jordarbejde, eller entreprenør i DK at skrive regninger, om jeg forstår klip fra link ret ?

,,Tradisjonelle fjernvarmeanlegg krever ofte for store investeringer til at de er aktuelle å bygge i norske småsteder. Fjordvarmeanlegget på Nordfjordeid, derimot, er i økonomisk balanse etter fem års drift. – Vi har gjort utbyggingen enkel og rimelig, og har valgt bra kvalitet. Anlegget har vist seg veldig driftssikkert, og flere andre steder er interesserte i å bygge tilsvarende anlegg, forteller Hjelle.,,

Måske er de generelt bare effektivere i Norge, eldistribution i Oslo område koster langt langt mindre end hvad Radius flår kunderne for.

  • 0
  • 1

Og hver eneste Kwh de kan sælge til udlandet, skæpper godt i statskassen. Enhver Kwh de kan spare på hjemmefronten giver ca 20 øre. (Dkr)

I tætte by områder med lejligheder vil konvertering af elvarme til luft/vand (luft/luft) varmepumper give et voldsomtstøjniveau. Fjernvarme er derfor relevant for at undgå boligblokke med mange små varmepumper på facaden.

Med store centrale varmepumper COP3 kan de fortsætte med at bruge 1kwh til varme og så sælge 2 Kwh til dyrt til Nabolande som NL, UK, DK, D

Men Norge har enorme skovarealer med ligeså enorme mængder ubenyttet træ. At brænde 1kg træ af til opvarming erstatter 4-5kwh direkte elvarme. At lave bål i Norge sikrer derved Norge en indtægt op mod 1 dansk krone pr kg træ. De har masser af Hydro så de kan holde bålfest uden at skulle lave strøm, da de jo ikke har brug for backup til deres vindmøller.

Og skulle deres vandmagassiner være lige ved at flyder over kan de endda spare på brændet ved at bruge el-patroner i fjernvarmen i en måneds tid.

Hvis de laver det som kraftvarme ville de dog kunne sælge mere strøm til udlandet, men da kraftvarme anlæg koster mere end simple bål, så er det lommeregneren de forholder sig til, frem for ressource optimering.

Bålvarme i Norge, giver i det perspektiv ret god mening. (for mig at se)

For Danmark uden Hydro og vores begrænsede skovmængde, er det der med at holde bålfest uden at lave strøm samtidigt en uskik.

  • 4
  • 4

Har lige hørt en udsendelse Klimatestamentet .I den udsendelse nævnes det bla at man i A-kraftværker kan opvame salt ( ikke radioaktiv) til 800 gr og der ved lagre meget store mængder energi. Det påståes at A-kraftværkerne derved kan være buffer for vindmøller og Sol . Passer det ? Så vidt jeg ved køre alle A-kraftværker så vidt muligt på fuldlast. I samme udsendelse nævnes det at overskudsstrøm også kan omdannes til naturgas ( I dk har vi gaslager til 3 mdr forbrug) . Det kunne være interesant hvis Henrik Stiesdal lagde de 2 enrgilagre ind i sit regneark hvis det da tilnærmelsesvis er en realistsik mulighed .

Klimatestamentet: https://www.dr.dk/radio/p1/klimatestamente...

  • 0
  • 0

Naturligvis kan atomkraft lagre ekstra varme i 800 C varmt salt, men hvorfor? Hvorfor skal atomkraft justere ind efter vindmøller og solceller, når atomkraft let og ubesværet kan løse hele opgaven.

Det er er ofte gentaget myte at atomkraft kun kan fungerer som grundlast og ikke kan justeres op og ned efter behovet, mao lastfølge.

Men det er som alt andet vi "bare ved" om atomkraft, ikke rigtigt.

Vi kan sagtens bygge store moderne atomkraftværker, på 1000 til 1650 MWe der både kan leverer grundlast og lastfølge og ovenikøbet levere fjernvarme.

En af metoderne til hurtig regulering er at have flere mindre turbogeneratorer koblet på en reaktor. Fx kan en reaktor på 4000 MWtermisk effekt , drive en 800 MW turbogenerator til grundlast, en 100 MW turbogenerator til lastfølge, og samtidig leverer 800 MW fjernvarme og derved erstatte fx Avedøreværket. Alt sammen med et årligt forbrug på 20-25 tons LEU 5 % atombrændsel, istedet for selv samme værks nuværende forbrug på 1.200.000 tons biomasse (træpiller) og 170.000 tons halm.

Det er det der gør alle de andre aktører i energibranchen hunderædde: Atomkraft kan det hele, helt alen og uden anden teknologi, som back-up!

  • 1
  • 8
Bidrag med din viden – log ind og deltag i debatten