Få de daglige nyheder fra Version2 og Ingeniøren. Læs mere om nyhedsbrevene her.

close
Ved at tilmelde dig accepterer du vores Brugerbetingelser, og du accepterer, at Teknologiens Mediehus og IDA-gruppen lejlighedsvis kan kontakte dig om arrangementer, analyser, nyheder, job og tilbud m.m. via telefon og e-mail. I nyhedsbreve, e-mails fra Teknologiens Mediehus kan der forefindes markedsføring fra samarbejdspartnere.
henrik stiesdal bloghoved blog

Den nye normal (uden spørgsmålstegn)

Allerførst - beklager, at der er gået så længe, siden jeg sidst havde tid til at skrive her på bloggen. Jeg har haft ALT for travlt, desværre. Men nu lysner det lidt, og jeg håber at kunne vende tilbage til lidt mere regelmæssige indlæg.

På listen over kommende indlæg er dels nogle reflektioner over den undervurderede værdi af robusthed, dels en gennemgang af en stribe tiltag, som tilsammen for alvor kan rykke på kampen mod klimaforandringerne.

Vi begynder i dag med noget mere håndfast, nemlig den nye normal for elpriser fra vindmøller.

I årene efter 2010 var det nogenlunde standard, at havmølleparker i Europa fik fastprisaftaler med energipriser af størrelsesordenen 1.00 - 1.50 kr/kWh. Vindmølleindustrien kunne godt se, at prisniveauet var for højt, og at det ikke var holdbart på langt sigt. Der var derfor i første halvdel af tiåret mange diskussioner om opstilling af et mål, som kunne gøre offshore vindkraft mere spiseligt for beslutningstagerne. Man (fabrikanterne og developerne) opnåede efterhånden konsensus om, at det politisk korrekte ville være en udmelding om, at man for havmølleprojekter, hvor der blev truffet investeringsbeslutning i 2020, ville komme under 100 EUR/MWh, svarende til 75 øre/kWh. Der var dog en del spillere, som mente, at dette var for ambitiøst, og at man hellere skulle sigte mod at nå de 100 EUR/MWh i 2025.

Tidligt i 2015 blev der rusket gevaldigt op i forventningerne, da Vattenfall vandt koncessionen på Horns Rev 3 med et bud på 77 øre/kWh, altså ganske tæt på branchens 2020-mål om 100 EUR/MWh. Mange så dette lave bud som på grænsen til det realistiske, og Vattenfalls topchef, Magnus Hall, måtte ud med en melding om, at det, som Berlingskes journalist kaldte det "ekstremt overraskende og lave vinderbud" var for aggressivt. Han betryggede om, at Vattenfall nok skulle tjene penge på det.

I de næste 18 måneder stod Vattenfalls bud på 77 øre som en form for ekstrem - men det fik ende i juli 2016, da DONG Energy (nu Ørsted) indgav tilbud på de hollandske havmølleprojekter Borssele I og II, som blev udbudt i auktion. DONG vandt auktionen med en budpris på 72.70 EUR pr. MWh, svarende til 54.1 øre/kWh. Endnu en gang ver der mange, som ligesom ved Horns Rev 3 satte spørgsmålstegn ved, om det nu overhovedet var muligt at lave strøm fra havmøller til den pris. Der blev spekuleret i, om DONG havde behov for at markere sig efter børsintroduktionen og derfor gik ud med et bud, der reelt ville føre til underskud.

Det viste sig hurtigt, at flere andre også var af den overbevisning, at industrialisering og teknologiforbedringer ville føre til store besparelser. I september 2016 vandt Vattenfall det danske udbud om kystnære møller med en budpris på 47.5 øre/kWh, og i november 2016 vandt Vattenfall det danske udbud om Kriegers Flak med en budpris på kun 37.2 øre/kWh. Shell lukkede 2016 ved i december at vinde Borssele II og IV i Holland med en budpris på 54.50 EUR/MWh, svarende til 40.6 øre/kWh. Dermed var vi havnet på en "ny normal" for prisen for strøm fra havvindmøller. I lang tid havde prisen ligget på eller lidt over 1 kr/kWh, nu var den i løbet af kun to år, fra Vattenfall åbnede ballet i februar 2015, mere end halveret.

Der ventede dog nye overraskelser forude. I april i år offentliggjorde det tyske Bundesnetzagentur, at DONG og det tyske elsekslab EnBW havde budt og vundet retten til at bygge tilsammen tre tyske havmølleparker uden tilskud. Med andre ord til en energipris svarende til markedsprisen i tidsrummet fra projekternes færdiggørelse i 2024-25 og 25 år frem. Hvad prisen rent faktisk vil blive, er selvsagt et godt spørgsmål. På tidspuntket for buddene var prisen mellem 21 og 23 øre/kWh. Det var imidlertid klart, at DONG regnede med stigninger i elprisen. Et godt bud på den forventede tyske elpris i tidsrummet 2025-30 er givet af EA Energianalyse i en nylig rapport udsendt af IEA's Wind Task Force. Her anslås elprisen i tyskland at stige fra 38 EUR/MWh i 2025 til 41 EUR/MWh i 2030, svarende til en middelværdi for de fem år på ca. 30 øre/kWh.

Endnu en gang var der mange røster fremme om, at det jo bare ikke kunne lade sig gøre - man ville ikke kunne lave strøm fra havmøller til rene markedspriser.Det blev også påpeget, at forholdene var lidt specielle, dels fordi der var så lang tid til færdiggørelsen af projekterne, så meget kunne ske, dels fordi der var en "buy out option", hvor tilbudsgiverne mod en relativt høj, men dog overkommelig betaling kunne vælge alligevel ikke at opføre projekterne.

Nu viser det sig, at historien gentager sig, denne gang i Holland.

Den hollandske regering har for nogen tid siden udbedt sig oplysning om, hvorvidt nogen af de prækvalificerede tilbudsgivere på projekterne Hollandse Kust Zuid 1 & 2 var villige til at give tilbud uden tilskud. Hvis blot én tilbudsgiver ville give et nultiskuds-bud, ville man i auktionen alene acceptere bud uden tilskud. Det ville være tilstrækkeligt med blot ét bud.

I sidste uge kom Vattenfall så ud i offentligheden med den besked, at man ville afgive et nultilskuds-bud. Auktionen havde deadline fredag, men vi får først d. 22. december at vide, om der har været andre bydere, og hvem vinderen er. Men uanset hvad, så ved vi allerede nu, at også i Holland kommer man i løbet af få år ned på ren markedspris for strøm fra havmøller.

Sammenlignet med DONG's og EnBW's nultilskuds-bud på de tyske projekter er Hollandse Kust Zuid 1 & 2 faktisk mere krævende, i og med, at der er kortere tid. Projekterne skal stå færdige i 2022.

Indtil nu har man med en vis (men efterhånden ret beskeden) ret kunnet stille spørgsmålstegn ved, om de dramatiske prisreduktioner på strøm fra havmøller var et forbigående fænomen, drevet af strategiske behov for at "pisse territoriet af" eller tilsvarende ikke-økonomiske overvejelser hos developerne. Men nu må tiden være inde til at fjerne spørgsmålstegnet. Den nye normal er der: Fra først-midt i 2020'erne kommer strøm fra havmøller til at blive leret på rene markedsvilkår.

Jeg har selv arbejdet med havmøller i mange år, indledningsvist mest som tilhører, når andre talte om mulighederne, men fra 1989 for alvor. Det var i 1989, staten offentliggjorde planerne om de to demonstrationsprojekter på hver 5 MW, som skulle opføres i Danmark, og vi gik med det samme i gang med at forberede os - der var jo ingen opskrift på, hvordan man skulle tilpasse møllerne til drift på havet, så der var mange overvejelser. Vi kom fra Bonus til at levere det første havmølleprojekt, ved Vindeby i 1991, og Vestas kom til at levere de næste, ved Tunø Knob i 1995. Der kom for alvor gang i industrien lidt inde i nullerne, og nu buldrer industrien frem. Men hele vejen har der lydt tvivlende røster - kan det nogensinde lade sig gøre at komme ned på markedspriser, eller vil havmølleproducenterne og -ejerne altid være "tilskuds-junkies"?

Nu kender vi svaret!

Sidste uge bød også på en anden god nyhed, denne gang på landmøller. Delstaten Alberta i Canada afholdt sin første auktion over vindprojekter. Der blev udbudt 400 MW, men staten endte med at give koncession på 600 MW på denne, første auktion, fordi priserne var så lave.

Gennemsnitsprisen ved auktionen i Alberta var C$ 37, svarende til 18.1 øre/kWh, og den laveste budpris var C$ 30.90, svarende til 15.1 øre/kWh. Disse priser er verdens hidtil laveste for vindkraft. De er så lave, at ingen fossil energiproduktion kan konkurrere, ikke en gang, hvis kraftværket allerede er afskrevet. Og det er naturligvis fuldstændig umuligt at bygge et nyt, fossilt kraftværk, hvad enten med kul eller gas som brændstof, der kan konkurrere.

Man kan ikke på samme måde som for havmøllerne hævde, at elprisen i Alberta er en ny normal. Men jeg tror, at vi i løbet af få år vil se det mere overordnede billede som den nye normal - at vindkraft på gode placeringer kan bygges til priser, som ikke alene kan konkurrere med nye fossile kraftværker, men også med fuldt afskrevne kraftværker, der ikke behøver bruge penge på renter og afdrag.

Dette har altid været det ultimative mål - at sol og vind skulle blive så billigt, at spørgsmålet ikke længere skulle være "Hvordan får vi råd til det?", men i stedet "Hvordan har vi råd til at lade være?"

Med de priser, vi ser nu, bliver det sidstnævnte spørgsmål den nye normal. Det er da stort ;-)

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

Hej Henrik og velkommen tilbage.
Ovenstående, sammenholdt med diskussionen om varierende tarif afføder så følgende spørgsmål:
Det er fint at produktionen bliver billig, men hvad kommer strømmen til at koste, i gennemsnit, for den almindelige forbruger? Hvordan kan vi få lagret den energi vi ikke kan bruge/som vi skal bruge senere? Hvad koster det? Du kom med et skøn på 50 øre/kWh i "stenbunker". Hvad koster det hvis vi bruger Norge / Sverige som buffer? Er der andre teknologier i horisonten?
Hvordan står det til med transmissionskapacitet? Er den stor nok? Hvad nu når f.eks. Tyskland ikke vil tillade at deres interne marked skal åbnes?
Er der, ud fra din vurdering, en reel besparelse ved at fjerne 'kogespidsen', eller burde man i stedet for får folk/industri til at bruge strøm om natten? Der kan laves en masse privatøkonomiske fix-faxerier men hvor får vi mest ud af de investerede kroner?

  • 3
  • 1

Nu er vind blevet så billigt at ingen fossilværker kan konkurrere. Da de stadig er nødvendige bliver det altså dem som skal have støtte.
Det er godt nok gået hurtigt, måske også så hurtigt at ingen rigtig har kunnet følge med.

  • 9
  • 5

Fint overblik. Det er en vældig interessant udvikling der har været, og fortsat vil være, på VE.

Jeg mener man kan bruge den "nye normal" til at skyde sig ind på hvad strøm kommer til at koste i en fremtid med 100% VE.

Holder det, bliver strøm noget vi bare har og hvorfra der IKKE er nogen klimabelastning. Ser frem til mere julelys med grøn samvittighed.

  • 7
  • 2

@ Thomas
Der er lige den der med hvor langt den Norske vandkraft rækker en vindstille februar nat..
Jeg mener stadig der er nogle meget væsentlige udfordringer at tage hensyn til af hensyn til den komplette dækning.
Disse udfordringer kan løses, men kræver en indsats fra rigtig mange af os herinde!

  • 3
  • 1

Har ikke set sol så billigt (kun 0,3kr/kwh), men trenden er sikker og sol har ikke de bundne materialeomkostninger som vind har så potentialet forekommer næsten uendeligt.

Under alle omstændigheder er sol nu engang bedst - og økonomisk sensibelt mange år endnu - hvor solen skinner. Og omkring ækvator er der vist ikke meget vind så det passer vel fint sammen.

  • 2
  • 0

Der er lige den der med hvor langt den Norske vandkraft rækker en vindstille februar nat..


Fyldte skandinaviske magasiner, rækker til hele det danske elforbrug i 4 år i træk, så det er vist ikke lige det, der er problemet, så det med de stille februarnætter, må siges at være et stærkt opreklameret problem.

Det eneste det handler om, når det kommer dertil, er at vi selv leverer mindst ligeså meget strøm, indenfor vintersæsonen*, som vi bruger, og så at vi har kabelforbindelse og turbinekapacitet nok til at levere de par GW, vi behøver på en stille vinternat.

Hele den danske elforsyning, skal ikke afhænge af skandinavisk vandkraft, men det ville da være tåbeligt ikke at udnytte de store, gensidige fordele, vi har ved at udveksle el med dem.

*(og det er sol vist ikke ligefrem bedst til ;-)

  • 17
  • 5

Jeg mener man kan bruge den "nye normal" til at skyde sig ind på hvad strøm kommer til at koste i en fremtid med 100% VE.


Af samme årsag, afventer jeg også spændt Energistyrelsens næste opdatering af deres scenarie-analyser for 2030 og 2050.

https://ens.dk/sites/ens.dk/files/Basisfre...

I den seneste opdatering (jeg kender til) fra 2014, justerede de Vind-scenariet, så andelen af sol steg fra (svjh) 2% til 3-4%, fordi prisen på solcelleanlæg var faldet meget hurtigere end de havde indregnet i deres model.

Men i 2014 havde vi jo ikke set prisen på Horns Rev 3 endnu, og der var næppe heller nogen i Energistyrelsen, der overhovedet forestillede sig havvindmølleparker i meget nær fremtid, kunne installeres helt uden støtte - så prisen på vind, som jo udgør 80-85% af energiforsyningen i Vind-scenariet, er jo siden faldet meget mere end sol gjorde, mellem de seneste to opdateringer.

Beregningen viste, inden "den nye normal" at hele energisystemet, inklusiv private investeringer i elbiler mv, ville koste omtrent det samme, eller måske en anelse mere, end "Fossil-scenariet", som er en "business as usual" reference, hvori der ikke tages hensyn til CO2-udledning.

Det kunne være interessant at se hvorledes de 4 scenarier (Vind, Brint, Bio, Bio+ og samt referencen Fossil) nu stiller sig i beregningen, hvor kost-normalen for 80-85% af selve energiforsyningen, er faldet til en brøkdel af hvad man troede for 2-3 år siden.

Er der en læser her, som ved om der er en ny opdatering på vej? ..... eller om de allerede har udsendt en ny (siden 2014), som i så fald forbigået min opmærksomhed?

  • 8
  • 1

Hej Chris

Der er jo substans i dine spørgsmål til at holde en hel lille flok PhD-studerende beskæftiget i et par år ;-) Men lad os se, hvad vi kan behandle her.

Det er fint at produktionen bliver billig, men hvad kommer strømmen til at koste, i gennemsnit, for den almindelige forbruger?

Det er ikke til at sige - det vil variere fra land til land, afhængig af omkostningerne til tramission og vedligeholdelse, elafgifter, momsniveau m.v. Men vi kan i hvert fald konstatere, at den rene produktionspris er ganske beskeden ved siden af forbrugerprisen.

Hvordan kan vi få lagret den energi vi ikke kan bruge/som vi skal bruge senere? Hvad koster det? Du kom med et skøn på 50 øre/kWh i "stenbunker".

Ja, det skrev jeg om i ret høj detaljeringsgrad tilbage i efteråret 2015. Jeg giver en opdatering som led i den lille serie om klimatiltag, jeg har i støbeskeen.

Hvad koster det hvis vi bruger Norge / Sverige som buffer?

Det kan man få et godt indtryk af ved at se på Energinet.dk's markedsdata. Her kan man sammenholde spotprisen med eksport/import. Du kan selv forsøge dig, og ellers kommer jeg ind på det, når jeg når til indlægget om energilagring.

Er der andre teknologier i horisonten?

Ja, en rigtig interessant teknologi, som for alvor begynder at røre på sig, er ammoniak som energibærer (i praksis bærer af brint). Det kommer jeg også ind på. Derudover er der alskens andre teknologier, som enten dukker op som helt nye eller genoplives efter tidligere at have været dømt ude. Den kommer jeg ikke til at bruge så meget tid på.

Hvordan står det til med transmissionskapacitet? Er den stor nok? Hvad nu når f.eks. Tyskland ikke vil tillade at deres interne marked skal åbnes?

Det er her, vi for alvor er fremme ved det, som mange PhD-studerende bruger gode kræfter på i disse år - hvordan kan systemet på et overordnet niveau indrettes, så man kan integrere så meget vedvarende energi som muligt. Svaret her og nu er, at transmissionskapaciteten ikke er stor nok - var den det, var der ingen motivation for det nye Viking-link til Storbritannien eller for andre endnu større planer om et Nordsø-net. Det tyske problem er noget for sig, hvor man som udenforstående kan undre sig over, at man ikke i en nationalstat kan sætte sig igennem overfor delstaternes særinteresser. Men sådan er det altså, og jeg er ikke bekendt med, at en løsning er umiddelbart forestående.

Er der, ud fra din vurdering, en reel besparelse ved at fjerne 'kogespidsen', eller burde man i stedet for får folk/industri til at bruge strøm om natten? Der kan laves en masse privatøkonomiske fix-faxerier men hvor får vi mest ud af de investerede kroner?

"Kogespidsen" kræver mange andre steder et beredskab af gaskraftværker, men jeg ved egentlig ikke, hvor meget den betyder herhjemme.

Jeg tror egentlig, at det danske elsystem er noget nær så godt, som det kan blive, og dermed er vi allerede meget langt med at få mest ud af de investerede kroner. Men i det store spil gælder her, som andre steder, at vi skal have volumen på de vedvarende energianlæg (sol og vind). Det er fra volumen, vi får industrialiseringen, og det er industrialiseringen, der trykker priserne ned.

  • 9
  • 1

Jeg mener man kan bruge den "nye normal" til at skyde sig ind på hvad strøm kommer til at koste i en fremtid med 100% VE. Holder det, bliver strøm noget vi bare har og hvorfra der IKKE er nogen klimabelastning.

Ja, det er nemlig rigtig. Vi er i fuld gang med, hvad jeg tænker på som Det Store Paradigmeskifte, sådan at forstå, at vi kommer til at overgå til en situation, hvor elektricitet i flere og flere perioder af længere og længere varighed bliver meget billig. Og det åbner for helt nye anvendelsesmuligheder til f.eks. fremstilling af klimavenligt brændstof.

  • 10
  • 1

Ja, det er nemlig rigtig. Vi er i fuld gang med, hvad jeg tænker på som Det Store Paradigmeskifte, sådan at forstå, at vi kommer til at overgå til en situation, hvor elektricitet i flere og flere perioder af længere og længere varighed bliver meget billig. Og det åbner for helt nye anvendelsesmuligheder til f.eks. fremstilling af klimavenligt brændstof.


Der har været en del debat om datacentre. F.eks. denne artikel:
https://ing.dk/artikel/to-danske-landmoell...
Vi vil på den ene side set meget gerne have disse centre, men deres forbrug er primært grundlast. Hvor mange vindmøller / solceller skulle stilles op for at drive Apples center klimaneutralt?
Vi har også udfordringer med biomassefyring i kraftvarmeværker, som hverken er bæredygtigt eller klimavenligt. Kan vindkraft afhjælpe det problem?

  • 0
  • 2

Der har været en del debat om datacentre. F.eks. denne artikel:
https://ing.dk/artikel/to-danske-landmoell...
Vi vil på den ene side set meget gerne have disse centre, men deres forbrug er primært grundlast. Hvor mange vindmøller / solceller skulle stilles op for at drive Apples center klimaneutralt?

Ja, det er jo det gode spørgsmål ;-)

Energimæssigt er der redegjort for det i den tidligere artikel i Ingeniøren, som du henviser til. Man bruger her ikke data fra Apple, men fra Energinet.dk. Med udgangspunkt i Energinets tal, får datacenteret et nogenlunde konstant effektforbrug på godt 400 MW, og eftersom man kan regne med en kapacitetsfaktor på ca. 50% for havmøller, kræver det havmølleparker på godt 800 MW at levere energi svarende til, hvad der kræves for at drive Apples datacenter. Med nutidens 8 MW vindmøller taler vi altså om lidt over 100 møller.

Nu varierer produktionen fra vindmøller som bekendt meget. I ca. 30% af årets timer vil vindmøllerne køre på mindst 90% af fuld effekt og dermed producere op mod dobbelt så meget effekt, som datacenteret har brug for, og i ca. 5% af årets timer vil vindmøllerne ikke producere noget som helst. Resten af tiden ligger produktionen mellem 0% og 90%, og realistisk set er den jo altid enten højere eller lavere end det præcise effektforbrug på datacenteret.

Hvis under- og overskudsproduktionen udveksles med vandkraft i Norge og Sverige, har vi stadig en klimaneutral løsning, selv om vindmølleproduktionen ikke passer til forbruget, men hvis der i stedet udveksles med fossil produktion fra andre steder, kan løsningen ikke objektivt kaldes klimaneutral.

Datacenteret kan sandsynligvis vælge at sikre sig en garanti for, at den manglende produktion fra vindmøllerne kommer fra norsk og svensk vandkraft, og på den måde kan man fastholde påstanden om klimaneutralitet. Men ellers er der kun én vej fremad, og det er at etablere energilagring, så man helt konkret har styr på det fulde energiregnskab. men det vil altid være en dyrere løsning end samkøringen med vandkraft.

Vi har også udfordringer med biomassefyring i kraftvarmeværker, som hverken er bæredygtigt eller klimavenligt. Kan vindkraft afhjælpe det problem?

Ja, vindkraft kan afhjælpe det problem, hvis den enten igen kobles med "virtuel" lagring i vandkraft i Norden (hvor jeg med "virtuel" mener, at man ikke aktivt lagrer elektricitet ved at pumpe vand op i reservoirerne, men i stedet lagrer ved simpelthen ikke at bruge det vand, der er i reservoirerne, når der er overskud af vindkraft), eller kobles med reel energilagring. Og så skal der naturligvis gøres op med tåbelighederne i lovgivningen, som forhindrer opstilling af store varmepumper, som meget effektivt veksler elektrisk energi til varme.

  • 9
  • 2

der er nede på 10-11 øre/kWh. A-kraft skal godt nok klemme balderne sammen, hvis det skal kunne konkurrere.
Hvad er egentlig prisen på kulkraft fra et afskrevet anlæg?


Glem Atomkraft. A-kraft industrien er den eneste industri med negativ læringskurve. Jo længere den har eksisteret, jo dyrere bliver den. Og så er den udemokratisk og et godt eksempel på at man individualiserer gevinsten og demokratiser tabet og forsikringen.

  • 10
  • 1

Ja, det er nemlig rigtig. Vi er i fuld gang med, hvad jeg tænker på som Det Store Paradigmeskifte, sådan at forstå, at vi kommer til at overgå til en situation, hvor elektricitet i flere og flere perioder af længere og længere varighed bliver meget billig. Og det åbner for helt nye anvendelsesmuligheder til f.eks. fremstilling af klimavenligt brændstof


Jeg forstår ikke facinationen af "klimavenligt brændstof", undt. til flytransport, hvor det er et must. Derudover har grøn el, sammen med batterier og elmotorer så mange fordele at det kun kan gå for langsomt med at konverterer transportsektoren til el. Der er kun 2 bevægelige dele i en elmotor. Det er simpel, har en moment kurve der er fantastisk og samtidig meget økonomisk. Batteriet har ligeledes en høj virkningsgrad. Der udledes ingen partikler, etc. Og katalysatorerne har ikke vist nær den samme udvikling som batterier. El er også meget lettere at transportere, alternativt opbevare i en batteribuffer, selv i øde egne.

  • 2
  • 0

Det er stadig ikke indlysende at landbrug kan drives med batterier, specielt ikke de virkelig tunge jordarbejder som pløjning

Korrekt, og oceangående fragtskibe er nok også problematisk. Medmindre at energitætheden i batterier kommer op i samme leje pr kg som benzin eller diesel (ca. 13 kWh pr kg). Der var tidligere en artikel her i Ing.dk om eksperimentielle batterier der faktisk var oppe i det lag. Formentlig vil flytransport selv der, stadig være et problem (max landingsvægt skal forøges voldsomt i så fald) men de fleste andre steder vil det være tilstrækkeligt :-)

  • 0
  • 0

Har lige prøvet at kigge lidt på hvad der kræves ved pløjning (meget groft). Fandt denne artikel http://csbe-scgab.ca/docs/journal/37/37_4_... her skrives der 80 kN/m2 ved 450 mm plov. Som jeg hurtig regner det ud bliver det til omkring 1600MJ pr hektar.

De nye Tesla Semi siges at have et batteri i størrelsesorden 1000 kWh = 3600 MJ. Dvs hvis man kan pløje i to hektar før de skal lades op. Dvs det moderne landbrug kræver meget store batterier på traktoren og gode netforbindelser til at få ladet.

Disclaimer: dette var en hurtig søgning, så jeg har ikke fundet flere referencer eller andet. Men som fingerprej tror jeg det er ok.

  • 7
  • 0

Det er det.
Entusiasmen mangler måske en smule, hvad strømmen kommer til at koste forbrugeren.
Kabler er ret dyrere, og desværre også sårbare - især søkabler som stadig er holdt uden for prisen.

Overgangen fra subsidieret til usubsidieret energi vil også betyde, at der ikke er grænse for, hvor høje priserne kan blive.
Tidligere har vi set at PPA og subsidier har presset priserne i bund - hvordan vil priserne udvikle sig, når der ikke længere er subsidieret aftagegaranti?

For priserne bliver det også rigtigt interessant at se, hvad EU´s nye selfconsumption strategi vil medføre.
Stater og forsyningsselskaber må forventes at se deres råderet over forbrugsprissætningen begrænset (betragteligt?).

https://www.pv-magazine.com/2017/12/20/eu-...

  • 1
  • 1

Det er stadig ikke indlysende at landbrug kan drives med batterier, specielt ikke de virkelig tunge jordarbejder som pløjning.


For blot to år siden, fandt jeg det heller ikke indlysende, at langturslastbiler på batteri var realistisk indenfor det næste årti eller to.

Tesla's seneste præsentation af Semi trucken, viser at man skal være meget forsigtig med den slags antagelser.

Den største landbrugstraktor på Deutz' program, er denne med 250 kW og en egenvægt på 12 tons, som netop er beregnet til det tungeste jordarbejde.

Semi'ens batteri, som angiveligt ligger i omegnen af 1.000 kWh, vejer ca 8 tons, med samme energitæthed som Tesla's 100 kWh Model S batteri - altså ca 2/3 af traktorens egenvægt.

Det giver således kapacitet til 4 timers arbejde ved fuld effekt, eller 6-8 timer ved en realistisk lastcyklus.

Batteriet har intet problem i at yde 0,25 C, svarende til 250 kW, kontinuert.

Man kunne nok passende nøjes med at forsyne chassiset med 500 kWh, med mulighed for at koble 500 kWh ekstra kapacitet på, som samtidig fungerer som kontravægt i snuden, når de helt tunge redskaber skal håndteres (se side 10-11 i brochuren).

Alt taget i betragtning, inklusiv Tesla's "nye normal", virker batteridrevet landbrug faktisk mindst ligeså indlysende som langturs-lastbiler.

  • 6
  • 1

Korrekt, og oceangående fragtskibe er nok også problematisk. Medmindre at energitætheden i batterier kommer op i samme leje pr kg som benzin eller diesel (ca. 13 kWh pr kg).


Bunkerolie ligger vist snarere omkring 10 kWh/kg, og i betragtning af at en effektiv elmotor i den størrelsesorden, som kan sættes til at køre lige midt i sweetspottet i 98% af tiden, er ca 2,5 gange så effektiv som en skibsdiesel, kan du som udgangspunkt sammenligne med 4 kWh batteri/kg.

Når du endvidere erstatter vægtdifferencen fra dieselmotor til elmotor med batteri, kommer vi vel ned omkring 2,5 kWh/kg.

Tesla's bilbatterier ligger omkring 1,25 kWh/kg, så kan man acceptere en tonnage-forøgelse på ca 10% ift lasteevne, er oceangående skibe på batteri allerede teknisk muligt.

Hvornår det så er økonomisk muligt, er nok en anden sag - men det skal jo holdes op imod prisen på klimavenlige brændstoffer.

  • 3
  • 1

Som jeg hurtig regner det ud bliver det til omkring 1600MJ pr hektar.


Som jeg henviste til, et par indlæg oppe, har Deutz største model 250 kW motoreffekt til både fremdrift og kraftudtag.

Hvis de 1.600 MJ/ha passer, skulle det svare til at det tager 2 timer (plus transmissionstab og det løse) at pløje 1 ha, med deres største traktor.

Det synes jeg lyder af meget, og jeg synes bestemt ikke landmanden plejer at bruge i nærheden af 10 timer, på at pløje de 5,3 ha, der ligger ud for mine stuevinduer. Det tager højest et stykke af en eftermiddag.

Denne her angiver et dieselforbrug på 15-17 l/ha ved pløjning - svarende til 540-610 MJ/ha, inklusiv mindst 65% transmissionstab og varmetab fra motoren, så hvis skrivelsen passer, er netto-energibehovet snarere i omegnen af 200 MJ/ha.

Er der en landbrugskyndig tilstede?

  • 0
  • 0

Formentlig er sekundære skader på klima og miljø ikke regnet med. Men er fx bortskafning af slagger, afsvovlnings rester, ferskvandsforbrug (som bruges hurtigere end det laves) med i den beregning?

Det er helt korrekt, omkostningerne til klima- og miljøskaderne er ikke medregnet. Desuden tror jeg heller ikke, at der er sat nogen pris på ferskvandsforbruget, ligesom man i USA har en forholdsvis dårlig praksis på aske og afsvovlingsrester, som normalt blot er blevet deponeret på selve kraftværkets areal.

  • 5
  • 0

Entusiasmen mangler måske en smule, hvad strømmen kommer til at koste forbrugeren.

Ja, det er rigtigt. Det kunne man også fokusere på, men jeg har valgt at koncentrere mig om produktionsomkostningerne.

Efterhånden som elprisen er faldet, bl.a. på grund af pristrykket fra vindmøllerne (og også pristrykket fra billig kul for nogle år siden), betaler den private forbruger op mod 10 gange produktionsomkostningerne. Industrien slipper dog væsentligt billigere.

Når jeg alene koncentrerer mig om produktionsomkostningerne skyldes det flere forhold. Først og fremmest har det gennem årtier været et hovedargument mod de vedvarende energikilder, at de aldrig ville kunne konkurrere med fossile energikilder (i hvert fald så længe man valgte ikke at indregne klima- og miljøomkostningerne), og derfor synes jeg, det er så banebrydende, når de vedvarende energikilder efterhånden går hen og ikke alene matcher konkurrenterne, men også bliver billigere. Men derudover er der det forhold, at produktionsomkostningerne kan behandles rationelt og baseret på fakta, mens flere af de andre forhold, som påvirker forbrugerpriserne, helt unddrager sig logik. Her tænker jeg ikke mindst på vores afgiftssystem. Og jeg har egentlig ikke appetit på at bruge særlig meget tid på irrationalitet og ufornuft.

Kabler er ret dyrere, og desværre også sårbare - især søkabler som stadig er holdt uden for prisen.

Ja, det har du ret i. Newttilslutningen er ikke indeholdt i prisen. Det ville den så typisk heller ikke være for andre typer kraftværker, fordi udgifterne til transmissionssystemet generelt er socialiserede i de fleste lande.

Nettilslutningens pris svarer oftest til et tillæg på omkring 20% af projektprisen.

Overgangen fra subsidieret til usubsidieret energi vil også betyde, at der ikke er grænse for, hvor høje priserne kan blive.
Tidligere har vi set at PPA og subsidier har presset priserne i bund - hvordan vil priserne udvikle sig, når der ikke længere er subsidieret aftagegaranti?

Som markedet er indrettet i Europa (efter privatiseringen) og i USA, viser al erfaring, at prisen falder, når der kommer mere konkurrencedygtig teknologi på banen. Jeg tror derfor ikke, at der er nogen risiko for, at priserne vil trykkes opad som følge af manglende subsidier, tværtimod.

  • 5
  • 0

....og det skal man jo. Så synes jeg at din fremstilling er ret tæt på Henrik, men jeg mangler en løsning på, hvorledes man klarer vindstille problemer .

For at have standby kraftværker ud over de varmefremstillende er jo en udgift som skal betales, for de ville hurtigt stagnere uden pleje i de tidsrum, hvor de ikke anvendes. At forvente hjælp fra Norge, Sverige og Tyskland er også lidt problematisk som jeg ser det. For vindstille vil antageligt også ramme Nordtyskland
Det eneste pålidelige lager er et opladeligt batteri der kunne oplades når der var rigeligt af "vindoverskudstrøm" der kunne afsættes til kostpris, fremfor at møllerne stoppes som idag, når der er rigeligt med vind og for få aftagere.
Der har været forslag om, at elbil batterier kunne være et lager der kunne tappes. Dette er en rigtig dårlig ide, da jeg hvis jeg skulle anskaffe mig et elkøretøj ,ville kræve at jeg vil kunne bruge det når jeg havde bestemt mig for en anvendelse og ikke blive udsat for et flad batteri om morgenen når jeg skulle på arbejde.
Som jeg ser det et stort privat batteri med tilhørende benzin/gas drevet elgenerator . Den sidste del for at klare længerevarende fravær af vind.

  • 2
  • 5

I dag har en plov op til cirka 12 skær, hvilket kan ses som det bedste design til en bemandet dieselolie traktor, men det er måske ikke det optimale antal til en selvkørende elektrisk traktor?
Måske er løsningen en plov med 1 skær og en selvkørende 20kW el-traktor?


Slet ikke utænkeligt - men ift hvor meget energi det tager at pløje 1 ha, må det jo gå ud på ét.

Det interessante (synes jeg) ift hele diskussionen om vindkraftens (og solcellernes) stigende konkurrencekraft, er at bl.a. Energistyrelsen regner en vis mængde brint og syntetisk brændstof, fremstillet på dage, hvor der er overskydende energi fra vind, ind i deres scenarier - fordi man anser det for nødvendig for den type energiforbrug.

Jeg støtter mig som bekendt meget til disse scenarier, når jeg argumenterer for et energisystem, fortrinsvis forsynet af sol og vind - men Tesla's semi-truck var lidt af en øjenåbner, der nok gør det relevant at genoverveje den del af scenariet.

Vi har dog stadig en udfordring ift langdistance luftfart - hvor jeg stadig ikke kan se en batteriløsning for mig, så der er stadig basis for produktion af klimavenlige brændstoffer - men behovet mindskes hurtigt i takt med landvindinger som bl.a. Tesla's.

  • 3
  • 0

Så synes jeg at din fremstilling er ret tæt på Henrik, men jeg mangler en løsning på, hvorledes man klarer vindstille problemer .


Bjarke - har du egentlig nogensinde gjort dig selv (og os andre) den tjeneste, at læse Energistyrelsens scenarier?

https://ens.dk/sites/ens.dk/files/Basisfre...

Bare så du ved at der findes eksempler på gennemarbejdede scenarier-analyser, også hvad angår omkostninger, der dækker det spørgsmål, du så ofte gentager.

Selvom der er gode, velunderbyggede svar på dit spørgsmål, er svaret er jo ikke nødvendigvis hverken enkelt eller velegnet til en kortfattet kommentar, så det ville være til stor hjælp, hvis de, der så ofte deltager i energidebatten, tog sig tid til at sætte sig ind i disse scenarier.

Tiden har du vist. ;o)

  • 6
  • 1

Det interessante (synes jeg) ift hele diskussionen om vindkraftens stigende konkurrencekraft, er at bl.a. Energistyrelsen regner en vis mængde brint og syntetisk brændstof, fremstillet på dage, hvor der er overskydende energi fra vind, ind i deres scenarier - fordi man anser det for nødvendig for den type energiforbrug.


Ideen om at producere syntetisk brændstof er jo god nok. Methan kan direkte føres ud i gasnettet og kan desuden oplagres. Men hvad bliver virkningsgraden af denne proces? Meget af gassen bliver jo brugt til opvarmning. Var det ikke smartere bare at sælge strømmen direkte til forbrugerne eller til fjernvarme værkerne til spotpris. Det ville give samme klima gevinst men til en brøkdel af prisen.

  • 2
  • 0

Jeg synes, at din fremstilling er ret tæt på Henrik, men jeg mangler en løsning på, hvorledes man klarer vindstille problemer.

For at have standby kraftværker ud over de varmefremstillende er jo en udgift som skal betales, for de ville hurtigt stagnere uden pleje i de tidsrum, hvor de ikke anvendes. At forvente hjælp fra Norge, Sverige og Tyskland er også lidt problematisk som jeg ser det. For vindstille vil antageligt også ramme Nordtyskland

Ja, som også behandlet ved tidligere lejligheder, er variabiliteten i den vedvarende energi efterhånden ved at være det eneste, tilbageblivende problem for vindkraft. Vi har løst langt de fleste af de problemer og udfordringer, som med tiden er blevet fremstillet som showstoppere for anvendelse af vindkraft i stor skala, og nu er vi også ved at have skovlen under den næstsidste udfordring, som var "grid parity", altså evnen til at producere elektricitet på rene markedsvilkår, uden subsidier. Men det sidste problem står tilbage, nemlig at løse det med variabiliteten. Så det skal vi have sat bisserne i ;-)

På det konkrete - ja, vi får ingen hjælp af vindkraft fra Nordtyskland, når det er vindstille her. Men vi kan godt få hjælp af solenergi fra Nordtyskland - dog kun i dagtimerne.

Der er ikke tilsvarende problemer med samtidighed i relation til norsk vandkraft.

Det eneste pålidelige lager er et opladeligt batteri der kunne oplades når der var rigeligt af "vindoverskudstrøm" der kunne afsættes til kostpris, fremfor at møllerne stoppes som idag, når der er rigeligt med vind og for få aftagere.

Her kan man nok indvende, at det erfaringsmæssigt har vist sig her i Danmark, at norsk og svensk vandkraft faktisk også er meget pålidelige lagre. Men ser man på det med et mere globalt perspektiv, har du ret, dog forudsat, at man ved "batteri" forstår ikke blot elektrokemiske batterier, men energilagring i bredere almindelighed.

Der har været forslag om, at elbil batterier kunne være et lager der kunne tappes. Dette er en rigtig dårlig ide, da jeg hvis jeg skulle anskaffe mig et elkøretøj ,ville kræve at jeg vil kunne bruge det når jeg havde bestemt mig for en anvendelse og ikke blive udsat for et flad batteri om morgenen når jeg skulle på arbejde.

Det er jeg sikker på, at du har helt ret i. Som elbilejer ønsker man at komme ud til en bil med fuldt opladt batteri.

Som jeg ser det et stort privat batteri med tilhørende benzin/gas drevet elgenerator . Den sidste del for at klare længerevarende fravær af vind.

Jeg tror nu mere på større, mere centrale løsninger end på rent private lagre. Det kommer vi meget mere ind på i en af de næste blogs.

  • 4
  • 0

Ideen om at producere syntetisk brændstof er jo god nok. Methan kan direkte føres ud i gasnettet og kan desuden oplagres. Men hvad bliver virkningsgraden af denne proces? Meget af gassen bliver jo brugt til opvarmning. Var det ikke smartere bare at sælge strømmen direkte til forbrugerne eller til fjernvarme værkerne til spotpris. Det ville give samme klima gevinst men til en brøkdel af prisen.

Jo, ud fra en rationel betragtning vil det her i Danmark være bedre at levere strøm til centrale varmepumper, som kan lave billig varme til lager, når det blæser. Problemet er bare, at vores afgiftssystem ikke tillader dette. Men det ender naturligvis med at blive løst en dag.

I et mere globalt perspektiv har varme meget mindre værdi end her, og derfor er syntetiske brændstoffer meget relevante. De kan både bruges til konvertering tilbage til el, og i transportsektoren.

Mere om virkningsgraderne i en af de kommende blogs.

  • 5
  • 0

"Kogespidsen" kræver mange andre steder et beredskab af gaskraftværker, men jeg ved egentlig ikke, hvor meget den betyder herhjemme.

Jeg tænker, at lige netop problemet med kogespidsen bliver et ikke-problem, efterhånden som vi alle kommer til at køre elbiler med V2G teknologi.
Kogespidsbelastningen kommer jo netop, når vi er kommet hjem med bilen. Så hellere brug el fra bilen i kogespidsperioden, og så fylde op igen med billig strøm i løbet af natten.

Tænk hvis Danmark kunne blive førende på udvikling af løsninger med V2G-teknologi. Det kræver dog nok, at man først politisk holder op med at beskatte el 3 gange så højt som benzin.

  • 4
  • 1

Hvis de 1.600 MJ/ha passer, skulle det svare til at det tager 2 timer (plus transmissionstab og det løse) at pløje 1 ha, med deres største traktor.

Det synes jeg lyder af meget, og jeg synes bestemt ikke landmanden plejer at bruge i nærheden af 10 timer, på at pløje de 5,3 ha, der ligger ud for mine stuevinduer. Det tager højest et stykke af en eftermiddag.

I runde tal:

Lad os sige at en plov klarer 2 m i bredden. Så skal der køres 5.000 løbende meter for at dække 1 ha. Man kører ca 6-8 km/t og inklusive vendinger passer det nok meget godt med en time per hektar.

Lad os sige at traktoren yder 200 HK svarende til 150 KW. Det koster altså 150 KWh at pløje 1 ha. Teslas 1.000 KWh-batteri giver derfor realistisk energi nok til 5 timers/5 ha's pløjning.

Landbruger er kendetegnet ved stort punktenergiforbrug hvor der nogle dage skal ydes helt enormt mens vognparken så står helt stille det meste af tiden. Det er måske ikke det oplagte ift. batteridrift, men selvfølgelig kan det løses. Lige her ville det dog nok være smartere med flydende brændstof der stille og roligt bliver genereret som vinden blæser eller solen skinner fordi man netop ikke har det daglige behov hele året.

  • 0
  • 1

Landbruger er kendetegnet ved stort punktenergiforbrug hvor der nogle dage skal ydes helt enormt mens vognparken så står helt stille det meste af tiden.

Måske bliver det anderledes med fremtidens selvkørende traktor?

Når landmanden ikke selv skal sidde på traktoren, må det gerne tage 5 gange så lang tid at pløje, med en 5 gange smallere plov og med 30 kW El-motor i stedet for 150 kW dieseloliemotor.

Andre fordele er mindre batteri, mindre egenvægt, mindre investering, mindre og billigere stikledning til fjerntliggende marker samt mulighed for at lade når strømmen er billigst.

  • 1
  • 0

I går blev der afholdt energiauktion i Brasilien, nr. 6 i en længere række.

Der kunne bydes med vind-projekter (det kan der ikke altid i disse auktioner), og der blev givet koncessioner på i alt 1400 MW onshore vindkraft til en gennemsnitspris på $30.76/MWh, svarende til 19.3 øre/kWh. Projekterne skal være i drift fra januar 2023.

Igen et resultat på et niveau, man for få år siden ville have troet muligt ;-)

  • 7
  • 0

Måske er løsningen en plov med 1 skær og en selvkørende 20kW el-traktor?

Ja, der vil blive mere og mere selvkørende i landbruget, specielt på store og bæredygtige (som i: tons/m²) marker, men det har ikke noget at gøre med energikilden.

Det samlede regnestykke for pløjning har mange variabler men den vigtigste er tilsyneladende den samme som for alle andre landbrugsredskaber: Så få hjulspor som muligt, for at minimere arealtabet og undgå traktose.

Jeg tror derfor ikke ret meget på at vi vender tilbage til en Ferguson 35 med to eller tre-furet plov, bare fordi vi slipper for udstødningen og/eller termokanden.

At sammenligne med Teslas lastvogne holder ikke.

Der er rigtig mange lastvogne der ikke er i nærheden af deres maksimale akselvægt, fordi de er fyldt med papkasser hvori 50% eller mere af rumfanget er fabriksluft.

Her gør batterivægten ingen forskel.

Det gør den derimod i landbruget, rigtig meget endda og der skal der regnes på både vægt og rumfang af batterierne, for man kan ikke som på en lastvogn bare placere dem nedenunder.

En elektrisk traktor bliver sikkert et meget anderledes bæst end en diesel-traktor, formodentlig fire hjulmotorer og ingen gear-kasse, men hvilken "tomvægt" det giver i forhold til en dieseltraktor tør jeg ikke gætte på.

  • 5
  • 1

Først tak til Henrik for at svare på de mange indlæg i en sober tone, og endda meget uddybende!

Ja, det har du ret i. Newttilslutningen er ikke indeholdt i prisen. Det ville den så typisk heller ikke være for andre typer kraftværker, fordi udgifterne til transmissionssystemet generelt er socialiserede i de fleste lande.

Her synes jeg, at du undviger en smule, idet andre typer af kraftværker ikke har tilsvarende udgifter til kabler - især ikke når det drejer sig om distribueret (lokal) forsyning.

Nettilslutningens pris svarer oftest til et tillæg på omkring 20% af projektprisen.

Det er en historisk betragtning, der mister sin værdi, efterhånden som priserne falder på produktionen - man må forvente, at udgifter til kabler nærmer sig eller endog overstiger produktionsprisen, især når man medregner internationale kabler til udligning og backup.

Når jeg alene koncentrerer mig om produktionsomkostningerne


etc.

Fint nok, Henrik - formodentlig også derfor du ikke kommenterer EU´s nye selfconsumption strategi, som jeg forventer vil få en stor betydning på lidt længere sigt.

Måske er det også værd at bemærke, at når man sammenligner sol- og vindprojekter, er opstillingstiden væsentlig forskellig.
Vind er stadig en smule billigere end sol i fx Mexico; men det er med opførelse i forskellige år.
Vindprojekterne færdiggøres 2 til 3 år senere end projekterne med sol, hvorfor konkurrenceforholdene ikke er umiddelbart sammenlignelige.

Hvorom alting er, bliver der brug for begge dele, og det er, som du udtrykker det, "stort".

  • 0
  • 0

Det er jeg sikker på, at du har helt ret i. Som elbilejer ønsker man at komme ud til en bil med fuldt opladt batteri.


Hvorfor ønsker man det, hvis man ikke forventer lange ture de næste dage? Det må da blot være et spørgsmål om prissætning.

For et års tid siden blev der lavet et studie, der viste, at ejeren af en typisk elbil teoretisk ville kunne tjene 900 kr/måned på at stille bilen til rådighed som reservekapacitet på elnettet om natten. Vel at mærke med garanti for, at batteriet aldrig i løbet af natten blev tømt helt, og at der om morgenen ville være næsten fuldt batteri. (Når jeg skriver "teoretisk", skyldes det, at reservekapacitet ikke handles i så små mængder, så derfor ville der være brug for et system, hvor mange elbilejere kunne slå sig sammen om at sælge reservekapaciteten.)

Hvis jeg havde en elbil, og jeg kunne tilmelde mig en ordning, hvor jeg uden for meget manuel administration kunne opnå denne fortjeneste ved at indgå i en sådan pulje de fleste af årets nætter, (og melde mig ud af puljen de få nætter, hvor jeg havde et andet behov) ville jeg ikke betænke mig et øjeblik.

  • 3
  • 0

typisk elbil teoretisk ville kunne tjene 900 kr/måned på at stille bilen til rådighed

Det lyder meget højt sat. Hvis du skal tjene på det skal du stille opreguleringskraft til rådighed samtidigt med at derer brug for den. Det vil ikke være tilfældet når der er masser af vind. prisen er typisk 25 øre / kWh med spidser af og til af 1 til 2 timers varighed med priser omkring 40 øre/kWh. Det vil kun meget sjældent være tilfældet i sommerhalvåret vor strømforbruget er lavere. Hertil skal så lægges at din stikledning skal forstærkes, så du kan levere f.eks. 40 kW. Herudover skal det lokale net også forstærkes, da i er flere i området der har fået samme gode ide. Det koster ikke gratis, og du skal levere i konkurrence med norske og svenske vandreservoirer.

  • 0
  • 0

Når landmanden ikke selv skal sidde på traktoren, må det gerne tage 5 gange så lang tid at pløje,

Både ja og nej. Den kan selvfølgelig køre i en større del af døgnet men der er ikke flere døgn til at pløje i. Der skal pløjes når høsten er ovre. Det samme gælder når der skal sås, spredes gødning eller høstes. En landmand kører ofte (mere end) 12 timer i døgnet 7 dage om ugen når "det er tid". Du kan højst opnå en faktor 2, ikke mere.

  • 2
  • 2

Stater og forsyningsselskaber må forventes at se deres råderet over forbrugsprissætningen begrænset


I praksis slæber de fødderne. Senest har Tyskland lagt begrænsning på hvor meget strøm der må leveres fra Danmark. Mange steder i Europa har man slet ikke en infrastruktur der tillader overførsler i stort omfang fra omkringliggende områder. Tyskland er et rigtigt godt eksempel. Her er en af de største begrænsninger miljøorganisationerne der ikke vil have opstillet master (og de lokale værker smiler stille). Ofte sendes der 600 MW fra Slesvig til Vorpommern gennem Danmark p.g.a. manglende indenlandske forbindelser.

  • 1
  • 0

Det lyder meget højt sat. Hvis du skal tjene på det skal du stille opreguleringskraft til rådighed samtidigt med at derer brug for den. Det vil ikke være tilfældet når der er masser af vind. prisen er typisk 25 øre / kWh med spidser af og til af 1 til 2 timers varighed med priser omkring 40 øre/kWh. Det vil kun meget sjældent være tilfældet i sommerhalvåret vor strømforbruget er lavere. Hertil skal så lægges at din stikledning skal forstærkes, så du kan levere f.eks. 40 kW.


Analysen var lavet ud fra de priser, reservekapacitet faktisk blev handlet til.

Behovet for forstærkning af stikledningen må jo nødvendigvis afhænge af, hvor mange kW bilen skal kunne levere til nettet. Bilen, der var brugt i analysen, var vistnok en Nissan Leaf. Jeg tvivler alvorligt på, at den kan levere 40 kW til nettet, og dermed har det jo nok ikke været 40 kW, analysen var baseret på.

  • 1
  • 0

At sammenligne med Teslas lastvogne holder ikke.


At en landbrugstraktor bruges til noget andet end en lastbil, og derfor er designet efter nogle andre parametre, er ikke ensbetydende med at der ikke er en række væsentlige parametre, der kan sammenlignes, og evt. overføres fra landevejen til landbruget.

Alt andet ville være det samme som at påstå at en dieseltank og en 400 hk dieselmotor ikke kan bruges i begge typer køretøjer, fordi opgaverne er forskellige.

Det første vi kan regne på, er energiforbruget, og dermed behovet for batterikapacitet:

Energiforbruget til pløjning, er lidt uklart, men det kan afgrænses af motorens effekt x tid. De største traktorer har, som jeg viste, yder i omegnen af 250 kW, svarende til 4 timers maksydelse med 1000 kWh batteri.

Det er sammenligneligt med omtalte lastbil.

Det næste er traktionsbehovet, som er et element i energibehovet og derfor ligeledes lidt uklart (for os ikke-landbrugskyndige), men det kan afgrænses af traktorens to akseltryk, så længe samme dæk-type, dækstørrelse og akselmoment anvendes.

Dette kan ikke sammenlignes med lastbilen - og blev det heller ikke - men det er trivielt at regne på elmotor-størrelse og udveksling.

En traktor behøver ikke samme traktion og energikapacitet til alle typer opgaver, og behøver derfor ikke 1.000 kWh batteri til enhver opgave, men traktionen hænger nøje sammen med dens vægt (akseltryk), så man kan nøjes med at indrette chassiset med eksempelvis 500 kWh, og hægte resten på som en løs enhed, der også fungerer som ballast, når traktions-behovet (og dermed energibehovet) øges.

Dette gør man i forvejen på traktorer - blot med jernklodser i stedet for batterier.

Dermed skal der kun installeres ca 4 tons batteri i en traktor, med typisk 12 tons egenvægt - eller rettere; man kan regne på den optimale fordeling mellem løst- og fastmonteret batteri, ift vægtfordelig og anvendelighed i øvrigt - dvs masser af designmæssig fleksibilitet, og mange flere muligheder for en optimal indretning/vægtfordeling, end når traktoren skal bygges op omkring en stor dieselmotor og central gearkasse.

Tesla's batteripakker ligger svjh omkring 300 Wh/l, så du skal regne med ~1,5 m^3 meget formbar batteri, som skal integreres i chassiset, sammen med motor(er) og transmission. Det forekommer bestemt muligt i et køretøj med de dimensioner.

Hvis du stadig mener at landbrugstraktorer er afhængige af flydende brændstoffer, må du finde en reel show-stopper i ovenstående ... den med papkasserne rækker ikke. ;o)

  • 2
  • 2

Jeg tvivler alvorligt på, at den kan levere 40 kW til nettet


Det burde man naturligvis kunne finde data på, så det prøvede jeg. Mere eller mindre uden held. Der er tonsvis af pressemeddelelser om Nissans V2G-teknologi, men meget lidt om, hvor stor effekt bilerne faktisk kan levere til nettet.

Jeg faldt dog over denne artikel: https://newsroom.nissan-europe.com/uk/en-g...

Citat:
Currently if all 18,000 Nissan electric vehicles in the UK were connected to the energy network, they would generate the equivalent output of a 180 MW power plant.

Det må svare til 10 kW pr. bil. Men om det er et gennemsnit for forskellige Nissan-modeller, melder historien ikke noget om.

Under alle omstændigheder svarer 10 kW til cirka 14-15A i en trefaset 400V installation. Det er meget normalt at have en forsikring på 25A i et almindeligt hjem.

Men du har da ret i, at nettet på vejen nok bliver rødglødende, hvis alle naboerne leverer 10 kW til nettet samtidigt.

  • 3
  • 0

Det vil ikke være tilfældet når der er masser af vind. prisen er typisk 25 øre / kWh med spidser af og til af 1 til 2 timers varighed med priser omkring 40 øre/kWh. Det vil kun meget sjældent være tilfældet i sommerhalvåret vor strømforbruget er lavere.


Afregning for reservekraft har intet med prisen på almindelig effekt at gøre. Der er anlæg i Danmark der aldrig har produceret en kWh (ud over ved idriftsættelse og periodiske test), men de er nødvendige som backup (hvis f.eks. en eller flere store kraftsværksblokke bliver fejlramt i en 10-års vinter...) og sådanne anlæg giver ikke nødvendigvis underskud...

  • 3
  • 1

Afregning for reservekraft har intet med prisen på almindelig effekt at gøre.


Enig. Jeg kender til et eksempel på, at et værk har fået flere penge for at stå til rådighed uden at levere, end de ville have fået, hvis de bare havde leveret som normalt.

Men det er jo nok et ret isoleret eksempel. Hvad er den typiske afregning for at stå til rådighed med 1 MW i 1 time?

Jeg fandt i øvrigt den oprindelige artikel i Ingeniøren. Man skal et stykke ned i debatten for at se nogle af de bagvedliggende forudsætninger. Det ser ud til, at 100 biler skulle stå til rådighed med 300 kW + 20%, så det svarer til beskedne 3,6 kW per bil.

https://ing.dk/artikel/analyse-elbilejere-...

  • 2
  • 0

Her synes jeg, at du undviger en smule, idet andre typer af kraftværker ikke har tilsvarende udgifter til kabler - især ikke når det drejer sig om distribueret (lokal) forsyning.

Det har du naturligvis ret i, ligesom også distribueret vindkraft har små kabelomkostninger. Men hvis vi havde talt bygning af nye kraftværker med effktniveauer som moderne havmølleparker (typisk 600 MW eller mere) havde der nu også været tale om væsentlig netudbygning. Dog skal det siges, at netudbygning på land som udgangspunkt kan være billigere end til havs, selv om der også kan være udfordringer til lands med adgang, ekspropriering m.v.

Det [at nettilslutningens pris svarer oftest til et tillæg på omkring 20% af projektprisen]
er en historisk betragtning, der mister sin værdi, efterhånden som priserne falder på produktionen - man må forvente, at udgifter til kabler nærmer sig eller endog overstiger produktionsprisen, især når man medregner internationale kabler til udligning og backup.

Nej, de 20% holder faktisk meget godt. Det svarer til prisforskellen mellem Shells bud på Borssele III+IV (54 EUR/MWh), som er uden nettilslutning, og Ørsteds bud på Hornsea 2 (65 EUR/MWh), som er med nettilslutning.

Fint nok, Henrik - formodentlig også derfor du ikke kommenterer EU´s nye selfconsumption strategi, som jeg forventer vil få en stor betydning på lidt længere sigt.

Nej, den ved jeg alt for lidt om. Har ganske vist mange års rutine i at udtale mig skråsikkert om ting, jeg ikke har forstand på, men der er dog grænser ;-)

Måske er det også værd at bemærke, at når man sammenligner sol- og vindprojekter, er opstillingstiden væsentlig forskellig. Vind er stadig en smule billigere end sol i fx Mexico; men det er med opførelse i forskellige år. Vindprojekterne færdiggøres 2 til 3 år senere end projekterne med sol, hvorfor konkurrenceforholdene ikke er umiddelbart sammenlignelige.

Ja, det har du ret i. Sammenligningen mellem sol og vind så jeg på tidligere i år, og prisreduktionerne på sol er så store, at det efterhånden giver en klar markering af en "deling af markedet", hvor vind ikke kan konkurrere i solrige, vindfattige egne, og omvendt.

  • 5
  • 0

Hvorfor ønsker man det, hvis man ikke forventer lange ture de næste dage? Det må da blot være et spørgsmål om prissætning.

Tjaa - det tror jeg faktisk ikke, du har ret i. Jeg tror, at man som bilejer ønsker muligheden for at kunne ændre planer, agere på pludselige situationer i familie, der bor langt væk, osv., og at man derfor vil have en fundamentalt anden oplevelse af fleksibiliteten, hvis en tredjepart (elselskabet) har lov til at gøre indgreb i ens aktionsradius.

Sagt på en anden måde - jeg tror ikke, at 900 kr. om måneden er en tilstrækkelig gulerod til, at en typisk, fremtidig elbilejer, med kun den samme bil, vil acceptere, at der er lidt tilfældigt, hvad rækkevidden er i længere tid efter hjemkomst.

Men dette er reelt kun en antagelse - jeg er forberedt på at blive klogere med kort varsel ;-)

  • 4
  • 0

@Allan,
Tak for referencen. Jeg har kigget lidt på den. Selve analysen er, som det fremgår af bloggen lavet for Nissan, og alle data er ikke til frit rådighed.

Som jeg forstår det, så er det område hvor man ser en mulighed i "Frequency Containment Reserves" altså det at stabilisere frekvensen til de 50 Hz. Dette gøres i dag sekund for sekund. Se for eksempel "https://www.svk.se/drift-av-stamnatet/kont...;.

Jeg har så kigget lidt inde på energinet.dk efter yderligere oplysninger omkring dette. Der er et dagligt behov for ca. 10 MW + 10 MW reguleringseffekt. Det er regulering der skal kunne foretages fra Energinet.dk automatisk. Denne regulering, op eller ned, sendes i udbud, og laveste byder vinder. Priserne for 'down' altså forbrug ligger typisk på 10 DKK / MWh/h og den ser jeg bort fra. Priser for "up" ligger typisk på 150 DKK /MWh /h eller 0,15 DKK kWh/h. Det kræves at der altid kan leveres øjeblikkeligt. Lad os f.eks. antage at vi har et køretøj der har en reserve på 25 kWh f.eks. fordelt på at kunne levere 5 kW i 5 timer. Du må, i de timer du har bundet dig til, ikke koble køretøjet fra. For at stille dette til rådighed får man så 5 * 5 * 0,15 = 3,75 DKK i døgnet eller 113 kr/måned. Dette er jo et lidt andet tal end vi tidligere har set. For at kunne byde ind med denne regulering er det en forudsætning at man som leverandør kan levere minimum 0,3 MW. Det vil f.eks. kræve et netværk af ca. 100 biler for at levere ydelsen. Omkostningen for at styre og afregne dette er noget der skal betales af leverandørerne for egen regning . Igen, jeg er ikke specialist på el-handel, men det som jeg kan læse tallene.

Prisen for nedregulering er meget lav og der er rigtigt mange der vil kunne byde ind (byde under) f.eks. store kølehuse, og i fremtiden store varmepumper i fjernvarmenettet.
Som Henrik taler om andet steds så er der noget med "economy of scale". Det er meget dyrt at håndtere/ administrere mange små enheder.

  • 2
  • 1

Omkostningen for at styre [...]

Det er et af de punkter hvor man kunne komme langt med nytænkte normer.

Hvorfor har man ikke forlængst gjort det til en "borgerpligt" at deltage i netstabiliseringen ?

Det ville være trivielt at implementere at laptop computere ikke lader batterierne hvis frekvensen er under 49.xx Hz og skifter helt til batteridrift hvis den er under 49.yy Hz ?

Samme med køleskabe, frysere, vandvarmere osv: Hvorfor har man ikke forlængst pålagt dem et krav om at klappe hestene hvis frekvensen er for lav et dusin gange om året ?

Hvis man vil gå skridtet videre, giver man en eller anden økonomisk bonus til apparater der opføre sig frekvensfølsomt indenfor med et smallere dødbånd. Dybfrysere behøver ikke nødvendigvis køre kompressoren lige på det tidspunkt frekvensen er lige lovlig lav, omvendt kan de roligt starte den lidt mere hvis frekvensen er for høj.

Der er ingen grund til at fluekneppe afregningen af nogen af disse ting: Det koster nogle tusinde liniers kode i en microcontroller og et kvartskrystal til en femkrone at implementere.

Jeg fatter ikke at man er så fokuseret på monetiseringen af netstabiliteten, hvilket per definition kræver centralistisk styring der i sig selv udgør en stabilitetsrisiko, frem for at implementere netstabiliteten hvor det er billigst samlet set og mest robust: Decentralt i alle de elforbrugende genstande der allerede har en microcontroller der kan gøre det.

  • 7
  • 1

Jeg fatter ikke at man er så fokuseret på monetiseringen af netstabiliteten, hvilket per definition kræver centralistisk styring der i sig selv udgør en stabilitetsrisiko, frem for at implementere netstabiliteten hvor det er billigst samlet set og mest robust: Decentralt i alle de elforbrugende genstande der allerede har en microcontroller der kan gøre det.


Frekvensen på Sjælland og i Slagelse er styret af Sverige. I mange tilfælde kunne tiltag i Danmark hjælpe, men der er også tilfælde hvor kablerne kører på maks, hvor ændringer i det danske forbrug kun giver problemer i Danmark, uden at hjælpe på frekvensen.
Det samme gælder for Tyskland og Jylland.

  • 1
  • 5

Det er et af de punkter hvor man kunne komme langt med nytænkte normer.

Rigtigt godt indspark. Især med tanke på at vi fremover får væsentligt mere genering med korttids variationer der ikke er styrbare. Danmark har tidligere været 'humlebien' og indført meget mere vedvarende energi i vores el-net, end andre mente var muligt. Her er der grundlag for at DTU, Energinet.dk, Radius og de andre distributionsselskaber får startet nogle projekter. Der er noget med stabilitetskriterier o.l.
Når det gælder korttids variationer ser der ud til allerede at være aktiviteter i gang her i Norden. Søg på FCR-D. Ud fra Energinet.dk data ser det ud til at det daglige brug af dette også er ca. 10 MWh/h i såvel Østdanmark (DK2) som i Vestdanmark (DK1). Der er således et reelt behov men det er overkommelige effekter der er tale om.

  • 2
  • 0

hvis en tredjepart (elselskabet) har lov til at gøre indgreb i ens aktionsradius.

Sagt på en anden måde - jeg tror ikke, at 900 kr. om måneden er en tilstrækkelig gulerod til, at en typisk, fremtidig elbilejer, med kun den samme bil, vil acceptere, at der er lidt tilfældigt, hvad rækkevidden er i længere tid efter hjemkomst.

Men dette er reelt kun en antagelse - jeg er forberedt på at blive klogere med kort varsel ;-)

Jeg tror du har helt uret i den antagelse. Jeg vipper min ladning dagligt fra 60%(ladning om natten) til 40% ( bruger ca. 20% daglig). Jeg oplader selvfølgelig mere når der er behov for det, men det er aldrig noget jeg bruger mange overvejelser til, det er blevet en vane. Der er så normalt 80% ledig kapacitet og jeg ville intet have imod at lade netselskabet få adgang til 60% af ladekapaciten for et beløb der selvfølgelig skal ligge over en beregnet degradering af batteriet - 900kr om måneden er vist mere end fint.

  • 1
  • 0

Jeg oplader selvfølgelig mere når der er behov for det, men det er aldrig noget jeg bruger mange overvejelser til, det er blevet en vane. Der er så normalt 80% ledig kapacitet og jeg ville intet have imod at lade netselskabet få adgang til 60% af ladekapaciten for et beløb der selvfølgelig skal ligge over en beregnet degradering af batteriet - 900kr om måneden er vist mere end fint.

Ja, det er jo en enkel og overbevisende argumentation ;-)

Igen har vi nok en situation, hvor det personlige perspektiv kommer til at dominere for mit vedkommende. Vi kører stort set aldrig korte ture, bruger altid cyklen i byen, så for vores vedkommende ville der som udgangspunkt ikke være 80% ledig kapacitet som normaltilstand på batteriet i en elbil. Men dit eksempel er sandsynligvis mere repræsentativt end mit.

  • 6
  • 0
Bidrag med din viden – log ind og deltag i debatten