Husk mig
▼ Indhold

Vindstrøm og biobrændsel frem for gas



Side 3 af 4<1234>
25-07-2022 12:18
pifpafpuf
★★★☆☆
(684)
...for at komme problemet til livs har man, som jeg forstår det, tidligere installeret "dyppekogere" i havet uden for disse værker. Der skulle have været en i Københavns havn ved Ørstedsværket. Gasturbiner reducerer problematikken - hence tysklands (indtil for nylig) store satsning på gas.
25-07-2022 17:51
Robert Wagner
★★★☆☆
(795)
Der er over 500MW kapacitet gasturbiner, over 1GW generatorer der for det meste kører på biogas/naturgas og over 1GW CCGT i Danmark. Der er ingen grund til at holde kedler kørende der ikke producerer.
25-07-2022 21:18
Jørgen Petersen
★★★★★
(4196)
Som det ses er prisen på el steget meget kraftigt i de seneste år.
Tilknyttet billede:

25-07-2022 21:20
Jørgen Petersen
★★★★★
(4196)
Som det ses, er stigningen i el-prisen sket før stigningen i prisen på olie, gas og kul
Tilknyttet billede:

25-07-2022 21:22
Jørgen Petersen
★★★★★
(4196)
Som det ses, er det kun 15% af den strøm, der forbruges her i landet, som kommer fra kul, brunkul, olie og gas.
Tilknyttet billede:

25-07-2022 21:34
Jørgen Petersen
★★★★★
(4196)
Dels er stigningen i el-prisen sket før stigningen i prisen på gas, olie og kul. Dels er det kun 15% af el-forbruget, som kommer fra kul, olie og gas. Af disse årsager kan det ikke være stigningen i prisen på de fossile brændstoffer, som er årsagen til stigningen i el-prisen. Forklaringen skal således findes et andet sted.

Som det fremgår af ovenstående diagram, så er der sket en 3 til 4 dobling af prisen på el i den seneste tid. Denne meget kraftige stigning i el-prisen kan således kun være et udtryk for, at det er en meget dyr måde, som vi producere el på i dag.

Hvis det var en effektiv måde, som vi producerer strøm på i dag, så ville der ikke være sket en 3 til 4 dobling i el-prisen.
25-07-2022 21:37
Jørgen Petersen
★★★★★
(4196)
Med andre ord så er el-produktion via vind, vand og sol meget bekostelig.
Læser man om årsagerne til stigningen i el-prisen i 2021, så kommer forklaringen, at 2021 var et vindfattigt år, hvor der også faldt mindre end normalt regn i Norge.
Redigeret d. 25-07-2022 21:39
25-07-2022 23:11
pifpafpuf
★★★☆☆
(684)
...men det er jo også klart at når man pålægger co2-skat på kulafbrænding - så behøver subsidierne til vind jo heller ikke længere fremgå af regnskaberne.

nu er selvbærende. Samme gælder vel efterhånden også for vind industrien, når man tænker på garantipris for Thor havmøllepark på 0,01øre/kWh.


Men det fremgår af priserne - så forbrugerne betaler festen - både i privaten og industriens regning bliver lagt på varerne. Vi kalder det inflation men det er prisen for den grønne omstilling.

Og da der jo reelt ikke kommer et rationale , økonomisk rationale , ud af omstillingen så bliver borgerne bare fattigere. Der er ikke basis for lønstigninger, for virksomhederne er bare pålagt en omkostning - ingen forbedringer til produktionen, med tilhørende overskud, som kan øses ud til de ansatte eller aktionærerne.

Det er bare en meromkostning...
Redigeret d. 25-07-2022 23:40
26-07-2022 09:30
Robert Wagner
★★★☆☆
(795)
Jørgen Petersen skrev:
Som det ses, er stigningen i el-prisen sket før stigningen i prisen på olie, gas og kul


Øh, skal du bruge briller? Elpriser stiger samtidig med olie og gas prisen, det er kun kul, der er lidt bagefter.

Og I siger det jo selv, i det vindfattige år 2021 stiger prisen på el og det er som bekendt den dyreste pris på elspotmarkedet der sætter forbrugerpriser. Så når der mangler vind, så er det den dyre fossilstrøm der sætter prisen.
26-07-2022 15:11
Jakob
★★★★★
(8693)
­




Robert Wagner skrev:
Og I siger det jo selv, i det vindfattige år 2021 stiger prisen på el og det er som bekendt den dyreste pris på elspotmarkedet der sætter forbrugerpriser. Så når der mangler vind, så er det den dyre fossilstrøm der sætter prisen.



Ja, så burde det sidespring da omsider være lukket.


Det burde det allerede have været, før du fremlagde denne dokumentation for priser og produktionsformer:





Men mange tak for det.
Har du evt. noget at sige om dokumentationens validitet og et link til kilden.?



Også mange tak for info om lagring af vindstrøm ved CO2 komprimering:
https://www.klimadebat.dk/forum/vindstroem-og-biobraendsel-frem-for-gas-d20-e4080-s40.php#post_86504

Kan du sige noget om økonomien i det.?
Er den ok, så kan det måske også blive interessant i større skala og med lidt kreativitet ligefrem tilføje dansk CO2-deponering et positivt potentiale.?

Det er forkert, at jeg spørger uddybende om det under dette emne, men nu er du her jo, og det er i forvejen så rodet, at jeg hellere må benytte mig af chancen i håb om, at du får en lejlighed til at indflette et svar et sted.





­­­
26-07-2022 15:13
Jakob
★★★★★
(8693)
­




@Alle


Denne tråd burde handle om udfasning af russisk gas for at hjælpe Ukraine og klimaomstillingen.




Men for over en måned siden blev tråden afsporet af Jørgen Petersen til at handle om kulkraft.
https://www.klimadebat.dk/forum/vindstroem-og-biobraendsel-frem-for-gas-d20-e4080.php#post_86270

Og i løbet af den måned er russerne rykket frem i Ukraine, og russerne har fået mange gaspenge til krigen, og EU gasforsyningen er blevet endnu mere usikker.
Jørgen Petersen bliver aldrig igen velkommen til at deltage i de debatemner, som jeg opretter. Dertil har han vist alt for stor hensynsløshed og vilje til at skade debatten.




19. jul 2022
https://www.dr.dk/nyheder/seneste/tyskland-afviser-russernes-forklaring-paa-lav-gasforsyning
Tyskland afviser russernes forklaring på lav gasforsyning


https://www.dr.dk/nyheder/udland/gazprom-strammer-ifoelge-tyskland-skruen-uden-grund


https://www.dr.dk/nyheder/udland/liveblog-faa-seneste-nyt-om-krigen-i-ukraine-her?focusId=4211121
Tysk myndighed: gassen halveres fra 27. juli


https://www.dr.dk/nyheder/udland/liveblog-faa-seneste-nyt-om-krigen-i-ukraine-her?focusId=4210401
Gazprom reducerer gasleverancer via Nord Stream 1


https://www.dr.dk/nyheder/udland/liveblog-faa-seneste-nyt-om-krigen-i-ukraine-her?focusId=4210540
FAKTABOKS om Nord Stream 1


https://www.dr.dk/nyheder/udland/liveblog-faa-seneste-nyt-om-krigen-i-ukraine-her?focusId=4211246
Professor: Nu skal Europa gøre sig fri af russisk gas


https://www.dr.dk/nyheder/seneste/professor-vi-skal-forvente-fuldt-gasstop-eu-boer-handle-nu
Professor: Vi skal forvente fuldt gasstop - EU bør handle nu
Endnu en gang sætter Rusland en lille prop i forsyningen af naturgas til Europa, fordi der skal ske vedligehold på gasrørledningen Nord Stream 1.
- Det her handler jo om, at Putin og Rusland er interesseret i at skabe usikkerhed, siger professor i energiplanlægning Brian Vad Mathiesen fra Aalborg Universitet. Han mener, at det nu for alvor er tid til handling fra EU-landene.
- Tiden er inde til at hårde beslutninger bliver truffet strategisk og velovervejet. Hvor man prioriteter mellem de forskellige landes forbrug og kompenserer virksomheder og el-producenter i forhold til det her.
Det er det russiske selskab Gazprom, som mandag aften har meldt ud, at Nord Stream 1 ryger ned på cirka 20 procents kapacitet fra onsdag.
Han tror ikke på, at der for alvor kommer gang i Nord Stream 1 igen.







Hvordan kommer vi videre med hurtigt at udfase gas i Danmark.?






­
26-07-2022 17:00
Jørgen Petersen
★★★★★
(4196)
De store og energikrævende virksomheder er godt i gang med at omlægge deres energiforsyning fra naturgas til olie. Herved kan de holde produktionen og beskæftigelsen i gang, selvom der skulle blive lukket for naturgassen.
27-07-2022 11:18
Robert Wagner
★★★☆☆
(795)
LCOE oversigten kommer fra Lazard.
https://en.m.wikipedia.org/wiki/Lazard
Klimarealister og andre tosser påstår gerne bias af Lazard mod at få vedvarende til at se bedre ud, men det har ingen hold i virkligheden. Det ville være tumpet af dem at sætte deres ry over styr pga. uredelighed for en brøkdel af deres aktiviteter.

Deres analyser for LCOE, LCOS og LCOH kan findes her.
https://www.lazard.com/perspective/levelized-cost-of-energy-levelized-cost-of-storage-and-levelized-cost-of-hydrogen/

Angående pris for komprimeret luft/CO2 som energilager, så er beregningerne ekstrem vanskeligt.
Det afhænger, om man selv har (over-)kapacitet fra VE til at 'tanke op' eller om man køber el på nettet. Det afhænger af, om man vil bruge det til korttidslagring i nogle timer eller mellemtidslagring i dage eller uger.

Som kotttidslagring kan det konkurrere med batterier, der har det så også fordelen af mindre miljøpåvirkning, da der ikke skal bruges bly, lithium eller andre batteri metaller.

På sigt vil komprimeret luft nok blive overhalet af brint ved anvendelse til mellem og kangtidslagring.
27-07-2022 15:02
delphiProfilbillede★★★★★
(7478)
Vi får billigere og billigere VE. Og det mest bemærkelsesværdige er at store havvindmølleparker som den 1 GW der nu bygges ud for Ringkøbing, at den er vurderet til at kunne drifte i 30 år, og samlet ved en effektivitetsfaktor bedre end 60 % kan levere strøm til omkring 15 øre/KWh.
Der kan altså laves meget store mølleanlæg til havs og man løber ikke ind i pladsmangel, naboklager mm. som sætter voldsomme begrænsninger vedr. landvindmøller.

Men med mere og mere billigere og billigere VE strøm så stiger forbrugernes pris eksplosivt, som vi ser det i Danmark, Tyskland og altså i Californien se



Fra https://freopp.org/the-high-cost-of-california-electricity-is-increasing-poverty-d7bc4021b705

og det skyldes ene og alene de termiske kraftværker kan ikke lukke ned og starte op hurtig nok til at supplere den varierende produktion fra VE.

En tysk produktions- og forbrugsuge se



Når variationen i VE-produktionen er stor, så kan gasværker og pump storage reagere hurtigt, men de termiske værker kul og atom kan ikke reagere hurtig nok. Og når der er overskud må overproduktionen skaffes af vejen via eksport og når der er underskud må dette dækkes, af import.

Her opgørelse fra 2020 over Dansk import af ubrugelig overskudsstrøm fra Tyskland se



De første 8 mdr. af 2020 er importen steget til over 2.000 GWh og tyskerne betaler danske exorbitante 166 kr/Mwh for at kassere den tyske strømproduktion.

Et forhold som ene og alene kan tilskrives de termiske værker kan ikke regulere. Så både skal tyskerne betale for at skaffe strøm af vejen, samtidig med at der skal afholdes udgifter til produktion af strøm fra termisk atom- og kulværker.

Og det er rasende dyrt, og priserne på strøm eksploderer i Tyskland, og i øvrigt i takt med mere og mere billig strøm fra VE tilføres el-nettet i Tyskland, som ikke har nogen effekt på brandselsforbruget på de tyske termiske værker overhovedet.
Redigeret d. 27-07-2022 15:24
27-07-2022 17:51
Jakob
★★★★★
(8693)
­




@Jørgen Petersen


Jeg forstår måske godt, at du prøver, men udokumenterede påstande fra dig er kun forstyrrende støj for mig.





@Robert Wagner


LCOE oversigten kommer fra Lazard.
https://en.m.wikipedia.org/wiki/Lazard
Klimarealister og andre tosser påstår gerne bias af Lazard mod at få vedvarende til at se bedre ud, men det har ingen hold i virkligheden. Det ville være tumpet af dem at sætte deres ry over styr pga. uredelighed for en brøkdel af deres aktiviteter.

Deres analyser for LCOE, LCOS og LCOH kan findes her.
https://www.lazard.com/perspective/levelized-cost-of-energy-levelized-cost-of-storage-and-levelized-cost-of-hydrogen/

Angående pris for komprimeret luft/CO2 som energilager, så er beregningerne ekstrem vanskeligt.
Det afhænger, om man selv har (over-)kapacitet fra VE til at 'tanke op' eller om man køber el på nettet. Det afhænger af, om man vil bruge det til korttidslagring i nogle timer eller mellemtidslagring i dage eller uger.

Som kotttidslagring kan det konkurrere med batterier, der har det så også fordelen af mindre miljøpåvirkning, da der ikke skal bruges bly, lithium eller andre batteri metaller.

På sigt vil komprimeret luft nok blive overhalet af brint ved anvendelse til mellem og kangtidslagring.


Mange tak.
Hvis du kan få tid, så må du også meget gerne se på dette:
https://www.klimadebat.dk/forum/klimavenlig-militaer-oprustning-d7-e4082-s40.php#post_86556






@delphi

Hvorfor skal man købe en større motor til speedbåden, hvis man med en mindre motor allerede tydeligt kan se, at jo mere gas man giver, jo mere graver den sig bare ned med røven.

I mine øjne er det lidt den samme misforståelse, du begår, når du ser på et øjebliksbillede lige nu.

Vi har sådan set været det igennem tidligere.

Vi skal op og plane.!
Vindmølleparken skal vokse fra ælling til svane.!:
https://www.klimadebat.dk/forum/klimavenlig-militaer-oprustning-d7-e4082.php#post_85716


Og kombineres det med effektiv energilagring, så kan du efterhånden helt slukke for de fossile værker.



Det er ellers ikke meget, du har at bidage med til emnet.
Du plejer da også at være temmelig hensynsløs på det felt.
Men mener du oprigtigt talt ikke, at det er rimeligt som skribent at vise hensyn, hvis en trådstarter beder om, at andre holder sig til emnet.?



­
­
27-07-2022 19:14
Jørgen Petersen
★★★★★
(4196)
Tak til delphi for et både interessant og informativt indlæg.

Her har vi også forklaringen på, hvorfor man ikke kan erstatte russisk gas til opvarmningsformål med varmepumper, vindmøller og solceller.
27-07-2022 20:42
Jakob
★★★★★
(8693)
­






Boykotning



Når der ikke kommer noget i pressen om store fremskridt i virksomhedernes omstilling væk fra gas, og der ikke er stemning for det, så er der vel ikke andet for end at forbrugerne selv må begynde at fravælge disse virksomheder og deres produkter, når der købes ind.

Det afsløres ofte også på prisstigninger, hvem der er de største syndere.






Her et udpluk muligvis egnet til boykot:





2. marts 2022
https://www.altinget.dk/energi/artikel/danish-crown-arla-og-harboe-bryggeri-disse-virksomheder-staar-til-at-blive-haardest-ramt-hvis-putin-lukker-for-gassen


Virksomheder kategoriseret som 'ikke-beskyttede kunder'

A/S Dansk Shell
AKV Langholt A
Alfred Pedersen & Søn ApS
Andels-Kartoffelmelsfabrikken Sønderjylland
Ardagh Glass Holmegaard A/S
Arla Foods A.M.B.A
Arla Foods Energy A/S
Arla Foods Ingredients Energy A/S
BHJ A/S
Brdr. Hartmann A/S
Carlsberg supply company danmark A/S
Cheminova A/S
Cp Kelco APS
Cremo Ingredients A/S
Daka Denmark A/S
Danish Crown A/S
Danraps/DLG
Duferco Danish Steel A/S
Emmelev A/S
Equinor Refining Denmark A/S
Farmfood A/S
FF Skagen A/S
Glud & Marstrand A/S
Haldor Topsøe A/S
Hamlet Protein A/S
Harboe Bryggeri A/S
Imerys Industrial Minerals Denmark A/S
Karup Kartoffelmelfabrik A.M.B.A.
KMC Derivatfabrikken
KMC, Kartoffelmelcentralen, AMBA
KNAUF A/S
Leca Danmark A/S
Leo Pharma A/S
Maricogen A/S
NLMK Dansteel A/S
Novo Nordisk A/S
Novozymes A/S
Palsgaard A/S
Randers Tegl A/S
Rockwool A/S
Royal Unibrew A/S
Saint-Gobain Danmark A/S
Skamol A/S
Sophus Fuglsang Export-Maltfabrik A/S
Strøjer Tegl A/S
TripleNine Thyborøn A/S
Vesterled Teglværk A/S
Wienerberger A/S



Det er selvfølgelig dybt uretfærdigt, at listen kun omfatter et lille udpluk og ikke viser størrelsen på de enkelte virksomheders forbrug.

Bedre liste søges, men man skal jo begynde et sted.



­

­
27-07-2022 21:18
Robert Wagner
★★★☆☆
(795)
Så er der finansering på plads til et af verdens største brint lager i en salt kaverne.

Det er samme metode som anvendes i Lille Torup gaslager og stedet har tidligere været anvendt som naturgaslager.

250.000m³ lyder ikke af meget, men mon ikke der kan klemmes en del mere Nm³ ned i det hul.

https://www.uniper.energy/news/funding-decision-for-hydrogen-pilot-project-in-krummhoern-natural-gas-storage-facility-received
27-07-2022 23:33
delphiProfilbillede★★★★★
(7478)
Ved en brintpris på 2,5 $/Kg eller 450 kr/MWh se



Fra http://xqw.dk/a2020/final_icct2020_assessment_of%20_hydrogen_production_costs%20v2.pdf

Så skal gassen lagres og efterfølgende skal den gennem en gasturbine eller en brændselscelle med en virkningsgrad på 60 - 70 %.

Ved de fleste vindscenarieanalyser der præsteres af forskningsinstitutionerne så er der typisk sammenfald mellem vindproduktion for 70 % af forbruget og typisk vil der så blive produceret lige så meget strøm som lægger uden for forbruget. Det vil i praksis sige at for Danmark som bruger 32 TWh årligt, så kan en samlet årlig mølleproduktion på 45 TWh, hvoraf vil forbruget nu aftage 22,5 TWh og der er så 22,5 TWh i overskud. Og nu mangler forbruget så altså lige 9,5 TWh, som møllerne ikke kan levere.

For at producere 9,5 TWh strøm, som møllerne ikke leverede til forbrug, via brintlager og gasturbiner, så skal der lige præcis bruges 22,5 TWh strøm som konverteres til brint med en virkningsgrad på 0,69 og brinten konverteres så til strøm med en virkningsgrad på 0,6 og de 22,5 TWh strøm ender som 9,5 TWh strøm efter gasturbinen.

Men da elektrolysen nu kun skal producere på den strøm som lægger uden forbruget, og der skal også være produktionskapacitet når møllerne virkelig producerer meget, så nu er den samlede kapacitetsfaktor ikke bedre end 20 % og brintprisen ender på minimum 800 kr/MWh og herefter skal den lagres.

Gasturbineanlægget skal finansieres og opstilles, og kun 60 % af brinten ender som strøm og den endelige strømpris ender på 1500 - 1600 kr/MWh. Eller brintlager har ingen gang på jord overhovedet..
Redigeret d. 27-07-2022 23:43
28-07-2022 02:51
pifpafpuf
★★★☆☆
(684)
....og ved høj brintpris fra møllerne åbnes muligheden for at denne frembringes ved alternative elektrolyse metoder - fx af naturgasproducenter - eller mines i naturligt forekommende lagre.
Det problem kan europæiske politikere naturligvis løse med skatter og afgifter på import men det sætter sig så på konkurrencedygtigheden - igen igen.
28-07-2022 08:10
Robert Wagner
★★★☆☆
(795)
Fin berrgning delphi, men har du ikke glemt noget?
Vi har også solceller i Dannark. Hvordan ser det ud, når du inkluderer solceller i beregningen.
29-07-2022 00:26
delphiProfilbillede★★★★★
(7478)
Robert

Den overvejende problemstilling er forholdet, hvor mange dage skal energisystemet kunne levere strøm fra kraftværker ved brint, når sol og vind ikke leverer. Og det kan kun fastslås via en meget store simulering hvor forbrug og produktion time for time samlet simuleres for en region eller et land. Og forholdet at vind og sol en kold februar uge ikke yder produktion ville sætte brintlagerne under et voldsomt pres.

Et andet væsentlig forhold er produktionssenarier som her, når der udbygges kraftig med VE (forbrug og mølleproduktion)



Der vil komme voldsomme produktionsperioder hvor VE i korte perioder yder voldsomme produktioner som elektrolyseanlæg ved en brintløsning skal kunne omsætte. Og en del af produktionsanlæggene som skal aftage den 'sidste overproduktion' får ikke mange årlige produktionstimer og måske kun 10 % af årets timer og kapitaludgifterne tynger voldsomt på den brint som produceres.
Redigeret d. 29-07-2022 00:32
29-07-2022 07:34
Robert Wagner
★★★☆☆
(795)
Når vi nu skal reducere brug af naturgas, så burde der jo blive plads i de danske naturgas lagre, så de kan konverteres til brintlagre.
Danmark er forpligtet til at have gaslagre til 3 måneders forbrug. Hvor mange ugers el produktion af brint vil der kunne lagres i halvdelen af de danske naturgaslagre?

Og hvem siger, at de sidste 10% overskuds kapacitet absolut skal udnyttes til brint produktion?
29-07-2022 09:21
delphiProfilbillede★★★★★
(7478)
Og hvem siger, at de sidste 10% overskuds kapacitet absolut skal udnyttes til brint produktion?


Det er der jo heller ingen som siger de skal! Men problemstillingen er at dels skal strømmen helst bruges til at producere brint for brinten skal være der når der er vindstille. Eller der skal være så meget fossilfri produktionskapacitet at el-nettet kan forsynes når vind og sol ikke producerer.

Her 6 uger for Vestdanmark se



Det samlede forbrug: 2.859 GWh
Produktion møller: 2.459 GWh
Mølleproduktion som ikke var brugbar i nettet: 595 GWh
Af møllernes samlede produktion aftager el-nettet 1.864 GWh som vil sige at brintsystemet skal levere 984 GWh strøm, når møllerne ikke leverer.

Det blå område hvor møllerne ikke forsyner og der er forbrug. Et forbrug som skal komme fra brint. Dette samlede forbrug er 480 GWh, som skal kunne leveres via brint.

I forlængelse af min beregning længere oppe så skal der ca. omsættes 1.200 GWh strøm via elektrolyse for at gasturbiner kan levere de 480 GWh. Og for at der kan leveres de 480 GWh strøm så skal der være rådighed over 800 GWh brint i salthorstene når gasturbinen omsætter brinten til 60 % strøm.

Og alt det betinger at der skal være overskud af strøm som kan omsættes i en elektrolysekapacitet som er stor nok til at der virkelig kan produceres brint, så der hele tiden er brint nok i hosten, til at forsyne gennem længere tid når der er vindstille.
Redigeret d. 29-07-2022 09:31
29-07-2022 11:10
Robert Wagner
★★★☆☆
(795)
gasstorage.dk angives den maksimale kapacitet pt. til knap 10 TWh naturgas(brændværdi).
Det svarer til ca. 30% af det årlige forbrug, som der jo kræves af EU.
Siden det danske forbrug af gas har været op på knap 50TWh, burde der så ikke være ca. 5TWh gaslager der ikke bruges fortiden?

Brint har cirka den halve brændværdi af naturgas per volumen, så det giver 2,5 TWh. Med effektivitet på 60% ved konvertering til el (CCGT eller brændselscelle), så giver det 1,5TWh el.

Rundt regnet gennemsnitlig elforbrug i DK, 40TWh/365 giver 110GWh om dagen, så de 1,5TWh ville række ca. 2 uger, forudsat, at der ingen produktion er fra andre kilder.

Gaslageret, hvis halvdelen af det bliver omsat til el, ville give yderligere 4 ugers el.

Og med høj dækning af VE gennem året, om ikke der så også ligger noget fast biomasse på lager, der kan bruges til elforsyningen.

Ift. lagerkapaciteten, kan jeg ikke se noget problem.
29-07-2022 11:32
delphiProfilbillede★★★★★
(7478)
Robert

NU var det ikke så meget lagerkapaciteten jeg så på, men mere det forhold at der skal bruges 2,5 gang så meget strøm som input til elektrolyseanlægget som der kommer strøm ud af gasturbinen. Og brinten som skal være til rådighed i store mængder skal produceres med overskud fra møllerne. En strømproduktion som forbruget ikke kan aftage. OG det er et overskud som kommer med stor styrke i korte perioder som betinger meget stor elektrolysekapacitet, som kommer til at stå stille i lange perioder, som gør brinten uhyggelig dyr.
29-07-2022 14:48
Robert Wagner
★★★☆☆
(795)
Helt så dårlig kapacitets udnyttelse for elektrolyse kommer jeg nu ikke frem til.
Når jeg leger lidt med forbrugs og produktionstal (på timebasis) fra 2021 og indregnet kapacitetsudvidelse nogenlunde efter de seneste udmeldinger (sol x10, landvindx2, havvindx3), så kommer jeg frem til en kapacitetsudnyttelse for den nødvendige elektrolyse kapacitet (til at dække alle huller med faktor 2,5) på ca. 50%.

Der er ikke indregnet stigning i forbrug, men heller ikke understøttelse fra biogas/biomasse, dvs. det totale elforbrug dækkes af vind og sol.
29-07-2022 18:04
delphiProfilbillede★★★★★
(7478)
Ved ikke lige hvad der skete, det er korrekt at en roundtrip fra strøm over brint tilbage til strøm giver ca. 50 % tilbage. Men hertil skal så pumpestrøm til at tryksætte i salthorsten.

NU har jeg skaffet alle vinddata og forbrugsdata for 2021, så kan man jo prøve at øge vindkapaciteten med en eller anden faktor, og så lidt excel-gymnastik til at regne nødvendig kapacitet på brintproduktion for at systemet kan overleve når der er vindstille.
29-07-2022 19:41
Robert Wagner
★★★☆☆
(795)
delphi skrev:
Ved ikke lige hvad der skete, det er korrekt at en roundtrip fra strøm over brint tilbage til strøm giver ca. 50 % tilbage. Men hertil skal så pumpestrøm til at tryksætte i salthorsten.

NU har jeg skaffet alle vinddata og forbrugsdata for 2021, så kan man jo prøve at øge vindkapaciteten med en eller anden faktor, og så lidt excel-gymnastik til at regne nødvendig kapacitet på brintproduktion for at systemet kan overleve når der er vindstille.


Det er jo lige præcis det jeg har gjort.

50% roundtrip inkl. energitab til lagring er realistisk, det koster 12-16% af energiindholdet at gøre brint flydende.

Med 50% roundtrip P2H2P kan man nok reducere kapacitet fra både vind og sol, såvel som elektrolyse kapaciteten og få endnu højere kapacitetsfaktor for elektrolyse. Hvis man så lige indregner, hvad hjemmeproduceret biogas og biomasse kan levere i de værste huller, så vil jeg skyde på at man kan få kapacitetsfaktor for den nødvendige elektrolyse kapacitet op på et niveau, hvor det begynder at ligne noget.
29-07-2022 23:04
delphiProfilbillede★★★★★
(7478)
Hvis man øger den nuværende produktion fra møllerne time for time med 2,4 gang og omsætter overskudsstrømmen til 80 % energi i brint, og energien akkumuleres. Når der mangler strøm så omsættes brintens energi til 60 % strøm og der tæres på lageret. Så ser det sådan ud for 10 mdr. af 2021 når man lægger til og trækker fra lageret se



Når den blå kurve er GWh brint i lageret og møller og forbrug er MWh. Dvs der skal næsten gemmes 2 TWh brint. Samlet skal elektrolyseanlægget dimensioneres til at kunne aftage 7 GW.

Hvis der installeres 2 gange så mange møller så ser det sådan ud, og lageret løber tomt for energi se


Redigeret d. 29-07-2022 23:10
30-07-2022 10:10
Robert Wagner
★★★☆☆
(795)
2 TWh brint lager burde da ikke være noget problem. Vi har 10TWh lager til naturgas. Det svarer til 5 TWh brint.
Jeg tog solceller med og endte på en kapacitet på 3,3 GW til elektrolyse, kapacitetsfaktor var lidt over 50%.
30-07-2022 11:43
delphiProfilbillede★★★★★
(7478)
3,3 GW elektrolyse koster 10.000 Kr/KW eller samlet 33 mia.
Min udregning gav en samlet årlig produktion på 5 TWh brint til de 10 mdr.

Ved en typisk OPEX på 3 % af CAPEX sammen med strøm til 25 øre/KWh incl. net-fee for noget af strømmen hvis anlægget er koblet op på en møllepark og en mindre del af strømmen skal via el-nettet fra f.eks. solceller. Ved 5 % rente, 30 års levetid og produktion af de 5 TWh brint så ender brintprisen på 940 kr/MWh.

Interessant side https://www.fchobservatory.eu/observatory/technology-and-market/levelised-cost-of-hydrogen-grid-connected-electrolysis
Redigeret d. 30-07-2022 11:43
30-07-2022 16:59
Robert Wagner
★★★☆☆
(795)
10.000kr/kW er alt for højt sat, prøv at regne med 3.000 kr/ kW.
30-07-2022 17:32
delphiProfilbillede★★★★★
(7478)
Nu har jeg haft indgående forhandlinger med MAN-es om større anlæg på 22 MW.

Fra deres overvejelser - tilbud/budgetpris fra sidste år:

- Electrolysis: our portfolio would be a H-TEC Systems PEM Electrolysis. 22 MW is not a common off-shelf size in 2020, however we (like all of the other players in the market) are currently working on the industrialization of Electrolysers. My (very rough) estimation, extrapolated into let's say 2025, would be something like 1.000...1.100€/kW – of course quite a bit depending on the scope and boundary conditions for the installation. I suspect, we are going to see some cost down for the electrolysis stacks (most costly component) during the next few years as a result of the development and industrialization.
Redigeret d. 30-07-2022 17:33
30-07-2022 19:19
Robert Wagner
★★★☆☆
(795)
Så skal du da finde en anden leverandør...
https://nelhydrogen.com/press-release/nel-asa-receives-record-size-purchase-order-for-200-mw-of-alkaline-electrolyser-equipment/
31-07-2022 00:24
delphiProfilbillede★★★★★
(7478)
Den ser meget urealistisk ud. Alle link på google ligger i niveauet 8 - 10000 kr/Kw. Der er mange ting lige ud over elektrolysecellerne som skal med til en installation. F.eks. køletiltag på cellerne, vandbehandlingsanlæg til vandet som skal processes, ensretter til af lave jævnstrøm mm.
31-07-2022 07:24
Robert Wagner
★★★☆☆
(795)
Det er nok kun selve cellerne der er med der, men de høje priser jeg kan finde er 2020 og ældre. Lazard har også stor forskel på deres estimater på CAPEX til 1, 20 og 200 MW anlæg. Så jeg tror ikke, at jeg ligger helt forkert, når der først kommer gang i produktionen til anlæg med flere hundrede MW.
31-07-2022 10:16
delphiProfilbillede★★★★★
(7478)
Her kommer Lazard juni 2021 faktisk ned på 3000 kr/KW ved Alkaline på 100 MW, og det må være alt inkl. da de udregner levelized cost of hydrogen.

Se https://www.lazard.com/media/451779/lazards-levelized-cost-of-hydrogen-analysis-vf.pdf

Fra side 11 se



Kapacitetsfaktor og strømpris vægter tungt på den endelige brintpris
02-08-2022 14:37
Robert Wagner
★★★☆☆
(795)
Så er de 45mio$ for 200MW ~=1.700kr/kW måske ikke helt ved siden af, når det er eksklusiv omformer, køleanlæg etc.

Jeg har leget lidt videre med '21 produktionstal. Efter Dansk Energi vil elforbruget stige til ca. 70TWh i 2030, det er dog inkl. 10TWh PtX. Det fratrukket, er det ca. +70% elforbrug i 2021. Med produktion ganget op, 10x sol, 3x landvind og 5x havvind, plus 5TWh biobrændsel, er der behov for 3GW elektrolysekap. med ca.50% udnyttelse.

Kan man øge biogasproduktion, og/eller indregner vandkraft fra import og dermed øge 'støtten' til vind og sol til 10 TWh, får jeg det til 0,7GW elektrolyse kap. og 57% udnyttelse.
Redigeret d. 02-08-2022 14:44
03-08-2022 15:25
delphiProfilbillede★★★★★
(7478)
Kan man øge biogasproduktion, og/eller indregner vandkraft fra import og dermed øge 'støtten' til vind og sol til 10 TWh, får jeg det til 0,7GW elektrolyse kap. og 57% udnyttelse.


Det kan da ikke passe, eller det kommer da ikke til at virke. Ved den kraftige udbygning med VE og så kun 0,7 GW PTx - så skal der smides rigtig meget strøm bort, som udhuler økonomien.
Side 3 af 4<1234>





Deltag aktivt i debatten Vindstrøm og biobrændsel frem for gas:

Husk mig

Lignende indhold
DebatterSvarSeneste indlæg
biobrændsel forsøg SØGES!124-02-2020 23:46
Klimadebat: "Hvordan kan vindenergi gøre Danmark uafhængig af kul, olie og gas i 2050 ?"002-06-2015 00:25
Artikler
Bioenergi
Biobrændsel
Naturgas
Fjernvarme på biobrændsel
Skal vi satse på biobrændsel?
NyhederDato
Biobrændsel først CO2-neutralt efter 100 år09-06-2011 21:18
Energistyrelsen: Gas nok i Nordsøen til 203019-08-2009 14:52
Mindre gas op i luften fra danske olieboreplatforme14-04-2009 08:27
Etiopien vil satse på biobrændsel10-06-2008 22:48
Biobrændsel kan skabe hungersnød19-06-2007 15:39
▲ Til toppen
Afstemning
Hvordan vil Coronakrisen påvirke klimadebatten?

Mindre opmærksomhed om klima

Ingen større påvirkning

Øget opmærksomhed om klima

Andet/Ved ikke


Tak for støtten til driften af Klimadebat.dk.
Copyright © 2007-2020 Klimadebat.dk | Kontakt | Privatlivspolitik