Viser graferne for produktionskapacitet designkapacitet for de forskellige typer energi, eller er det middelkapacitet? Hvis regnestykket skal holde, så produktion svarer til forbrug, må det være middelkapacitet der er tale om.

For produktionsanlægne vises designkapaciteten. For forbruget vises det årlige forbrug. 

30 GW sol kan leverer lige under 40 TWh/år. 10 GW landvind kan leverer lige under 22 TWh/år og 35 GW havvind kan leverer lige under 140 TWh/år

Det giver en årlig produktion på omkring 200 TWh med en produktionskapacitet på 75 GW i 2050...

Her skal vi nok huske at der er nogle fælleseuropæiske regler og dem må vi nok forvente at skulle leve med. Det er ikke noget borgen kan ændre.

Vi stiller i forvejen krav til solcelleparker og ikke alle bliver godkendt. Der er formodentlig ikke nogen EU regler der forbyder at stille yderligere krav. Eksempelvis at parken skal anlægges med batterilager for at få byggetilladelse.

Vi burde stille krav til de store solcelleanlæg. Eksempelvis kunne det være et krav at anlægget parres med batterilager svarende til et døgns produktion.

Her skal vi nok huske at der er nogle fælleseuropæiske regler og dem må vi nok forvente at skulle leve med. Det er ikke noget borgen kan ændre. En af disse regler er at produktion, transmission og distribution ikke må være på samme hænder. Det er bl.a. derfor at Radius er skilt ud af Ørsted. Når det gælder et solcelleanlæg så vil de være begrænset af den transmissionskapacitet der er til rådighed. Det må så være op til anlægenes ejere om de vil opstille lagerkapacitet (batterier) for at kunne forskyde deres leverance. Det er jo også en mulighed at der kommer et rent marked for lagring, købe billigt - sælge dyrt, lige som Norge gør.

Lad mig derefter, med baggrund i de figurer der er oppe i artiklen prøve at se lidt fremad. Figurerne indikerer at vi i 2030, som er meget snart, vil have et elforbrug på omkring 80 TWh, sammenholdt med at vores nuværende forbrug ligger omkring 40 TWh. Hvem er det der skal aftage dette fordoblede forbrug (meget snart)? Figurerne indikerer at 10 til 20 TWh skal bruges til Ptx. Hvad er der overhovedet af realistiske teknikker? Er teknikkerne over hovedet kommet ud af laboratorierne? Hvornår vil de kunne begynde og skalere anlæggene til GW størrelse?

Sol har det problem at man ikke spare noget ved curtailment. Modulerne slides og ældes ditto for inverterne (ca.), og stativerne. Det er ligesom Akraft, det SKAL have plads i nettet. 

Nej. Hvis ikke samfundet har brug for strømmen, er det ikke samfundets problem, at strømmen ikke kan afsættes. Det er investorernes problem. 

Og dermed må det være op til at investorerne at skabe en forretning - for eksempel ved at betale samfundet ekstra for at etablere kapacitet til den del af strømmen, som samfundet ikke har brug for.

Det du pointerer er jo det jeg skriver

Jeg skrev det først. I indlæg #25. Og det er faktisk en ret væsentlig del af problematikken, så det er på tide, at du holder op med affeje det.

Hvis du har 100% produktion i 10% af tiden, er der ingen ide i at lave curtailment på transmissionskapaciteten. Man kunne jo lige så godt bare lave parken mindre.

Hvis du har 0-100% produktion i 50% af tiden, er der al mulig grund til at lave curtailment på transmissionssiden, hvis de 100% produktion aldrig opstår på tidspunkter, hvor samfundet kan udnytte produktionen.

Hvis du laver curtailment på transmissionssiden, bliver din kapacitetsfaktor på transmissionlinien større end din kapacitetsfaktor på solcelleanlægget.

Sol skal derfor bruges når det er der, og det give altså problemer og unødige omkostninger samt lav KF på opkoblingen hvis det ligger langt væk fra alting, når dets fuldlast-timer på modulerne er 10-12% om året. Det med at uplinke mindre energi er end mærkeeffekten eller dele uplinket er noget vi ser i øget grad allerede nu, med god grund, og er en simpel øvelse i økonomisk optimering i projektfasen for ejerne.

Vi burde stille krav til de store solcelleanlæg. Eksempelvis kunne det være et krav at anlægget parres med batterilager svarende til et døgns produktion. På den måde bliver den effektive KF væsentligt forøget. Og batteriet kan gøre gavn også om vinteren.

Det er derfor en fordummende forsimpling af problematikken at sige, at det kun producerer 10% af tiden. 

...

Vi behøver ikke nødvendigvis lave netkapacitet til solcelleparkens pålydende effekt, hvis samfundet aldrig har brug for at aftage denne effekt.

Sol har det problem at man ikke spare noget ved curtailment. Modulerne slides og ældes ditto for inverterne (ca.), og stativerne. Det er ligesom Akraft, det SKAL have plads i nettet. 

Det er fuldt korrekt at opkoblingen ikke nødvendigvis skal være til mærkeeffekten, men det som kan trækkes skal helst bruges, ellers spildes det. Du spare stort set ingen ting på curtailment af sol, men holder omkostninger (ca. magen til akraft). Modsat er vind hvor en stor del af prisen udgøres af slidtage og service. Her spare man ved curtailment, ligesom gas-anlæg og kraftvarme.

Sol skal derfor bruges når det er der, og det give altså problemer og unødige omkostninger samt lav KF på opkoblingen hvis det ligger langt væk fra alting, når dets fuldlast-timer på modulerne er 10-12% om året. Det med at uplinke mindre energi er end mærkeeffekten eller dele uplinket er noget vi ser i øget grad allerede nu, med god grund, og er en simpel øvelse i økonomisk optimering i projektfasen for ejerne.

Det du pointerer er jo det jeg skriver, og vi lader det begge være usagt, at sol-curtailment så alligevel for samfundet kan være det mest økonomiske optimale fordi det i forvejen er så billigt, at det betaler sig ifht. andre kilder. Når det så er sagt, er der stadigvæk muligheder for at mindske curtailment og øge udnyttelsen af infrastrukturen fremfor store monolistiske anlæg midt i ingenting.

Min pointe er, at der er en kæmpe forskel på behovsdækningen fra et anlæg, der producerer 100% i 10% af tiden og et anlæg, der producerer 0-100% i 50% af tiden, uanset at begge på årsbasis har samme kapacitetsfaktor.

Det er derfor en fordummende forsimpling af problematikken at sige, at det kun producerer 10% af tiden.

Med hensyn til udnyttelsen af nettet, så kan jeg kun henvise til #25:

Vi behøver ikke nødvendigvis lave netkapacitet til solcelleparkens pålydende effekt, hvis samfundet aldrig har brug for at aftage denne effekt.

Dette er jo den naturlige konsekvens af vores udbygningsplaner. Hvis vi i 2030 har 20 GW solcelleparker i Danmark, har vi aldrig brug for, at den enkelte park producerer maksimalt. På de dage, hvor der er maksimal produktion vil parkerne være nødt til at regulere ned.

Hvis en park så alligevel kan skaffe afsætning til den fulde effekt, for eksempel til et P2X-anlæg, så må det være op til parken og kunden at skaffe transmissionskapacitet. 

Er du Holger Skjerning i forklædning? Han bliver ved med at fremføre den samme forkerte påstand. Sol leverer energi i meget mere end 10% af tiden. Det har jeg tidligere vist i et indlæg,

Sol har ca. hvad der svare til 12% KF i DK. Dvs. produktionen svare til fuldlast i 12% af tiden. Din opkobling til net, uden andre tiltag vil også have en udnyttelse (Kapacitetsfaktor) på 12%.

Så pointen er ikke at der er produktion mere end 12% af tiden, men af infrastukturen i nettet kun bruges med en KF på 10-12%, hvis du laver et anlæg ude på lars T. mark nede på Lolland - og det er korrekt.

Se mit forrige indlæg - der er "nemme" måder at øge denne udnyttelse, uden store meromkostninger.

Hvis jeg ikke har lavet en regnefejl så viser det nogle store ulemper ved sol. Det leverer kun energi i 10 % af tiden og det kræver en meget kraftig infrastruktur for at kunne levere dette.

Det er fuldstændigt korrekt. Derfor er det også "knald i låget" at lave det langt væk fra alting på en bar mark. 

Men der er åbenlyse tiltag:

1)  Byg parkerne/anlæg så de tilsluttes ved allerede trukket forbrugspunkter. F.eks. Industri hvor det kobles til eksisterende 0.4/10kV trafoer. Så vil der typisk være forbrug af en ret stor delmængde imens det laves. 

Skole eksemplet er jo folks små anlæg derhjemme - de har ikke kostet mere infrastruktur en et par meter 6mm2 kabel til hustavlen. Samme gælder mellemstore anlæg hos erhvervsvirksomheder.

2) Store parker bygges til på eksisterende knudepunkter.

3) Der indtænkes batterier, så tilslutningen bliver mindre, kapacitets-faktoren på tilslutningen stiger, og salgsindtjeningen ditto. Ydermere åbner hybridsparker med batterier op for andre ydelser end ren produktion, herunder balance og system-salg.

4) Der indtænkes samtidig kobling af andre variable produktionskilder. Herunder biogas-turbiner, og specielt vindmøller - samme argument som 3 vedr. KF for koblingen.

5) Der indtænkes lokale forbrugsaftager opført sammen med store PV-parker. Forventeligt datacentre (som passende også har gavn af batterierne), derved bruges infrastrukturen igen mere end bare 10%. Specielt indtænkes regulerbar PtX. produktion. 


Alt ovennævnte er jo ikke nyt, men noget som virkeligt kommer i fokus grundet den nye egenbetaling til VE-prducenter. Presset bliver lagt på lagring og lokal udnyttelse, og det skal også til. 

Hybridparker er noget vi vil se mere af, og det er f.eks. konceptet i de mange kommende "Energiparker" - infrastrukturen er dyr i CAPEX. Den skal derfor designes til udnyttelse med møller+vind+batterier+egetforbrug

Søger du på google efter energipark, så vælter det prem med store projekter rundt omkring.

Til sidst, at producenterne lever med at deres mærkeeffekt på produktionsudstyret ikke tilsluttes men underlægges en lokal curtailment - det er også begndt at blive almindeligt, da optima ikke længere fælger sol-celle modulerne der forsat falder i pris.



 

Næ, kablerne skal ikke kunne klare peak-effekten, medmindre samfundet har brug for det.

Sol leverer energi i meget mere end 10% af tiden.

Det er et noget elastisk udsagn. Fakta er at solceller leverer en peak effekt der er 8 gange større end middeleffekten. Kablerne skal altså kunne håndtere peak effekten, selvom de om natten og store dele af vinteren ikke bliver belastet.

Selv om sommeren bliver middeleffekten ikke meget større end 1/6 af peak effekten.

ved sol. Det leverer kun energi i 10 % af tiden

Er du Holger Skjerning i forklædning? Han bliver ved med at fremføre den samme forkerte påstand. 

Sol leverer energi i meget mere end 10% af tiden. Det har jeg tidligere vist i et indlæg, hvor jeg havde hentet et års solproduktion fra Energinet og opstillet en tabel over antal timer, hvor X procent af solcellernes max. var opnået.

Når jeg se på graferne fra energinet.dk ovenfor får jeg en lidt dårlig mavefornemmelse. Viser graferne for produktionskapacitet designkapacitet for de forskellige typer energi, eller er det middelkapacitet? Hvis regnestykket skal holde, så produktion svarer til forbrug, må det være middelkapacitet der er tale om. Det giver så i 2050 omtrent 30 GWh fra sol og 40 GWh fra vind. Da effektfaktoren for sol er ca. 10% så skal der være installeret solceller med en designkapacitet på 300 GW og vi skal have et højspændingsnet der kan håndtere disse 300 GW i en eller anden grad. Det skal sammenholdes med at vores nuværende net håndterer et forbrug er 5 - 6 GW. Det er en faktor 50 til forskel! Er dette over hovedet muligt, eller har jeg lavet en dum regnefejl?

Hvis jeg ikke har lavet en regnefejl så viser det nogle store ulemper ved sol. Det leverer kun energi i 10 % af tiden og det kræver en meget kraftig infrastruktur for at kunne levere dette. 

@Peder,. Jeg har det nok med dit inlæg lige som @Kristian beskriver det i sidste afsnit i indlæg [12]

er der selvfølgelig fortsat ingen investorer til "min" igen videreudviklede bio-kraftvarme

Ja, så er det jo nok fordi de ikke ser en forretning i det ;-)

Det er jo netop det, jeg skriver, men af de mere interessante årsager, som du - ikke just (debat-)konstruktivt - har ladet ude af dit citat.

Måske vil du genoverveje dit svar, når det formentlig snart står mere klart, at det var en dårlig idé at ekskludere noget effektivt og økonomisk backup-ydende VE, dvs. at erstatte både den resterende fossile kraftvarme og ligeledes noget aldrende biomassefyret kv-kapacitet, med kun fluktuerende vind og sol?

Bekymrer dig ikke, hvor et øget og kun delvist fleksibelt omfang af el skal komme fra i bl.a. kulde, mørke og vindstille, og at vi i stigende grad vil være nødt til at eksportere billigt og importere dyrt, - i det omfang sådan udveksling overhovedet er mulig, når fornøden??

Vi kan komme et stykke med elproduktion på biogas og især langtidslagret biometan, men hvorfor skal det absolut være så meget dyrere og så meget mindre energi-effektivt. Og bliver der ikke også behov for noget biometan til andre og dyrere formål, så el-produktion på biogas/biometan også derfor bør begrænses til tidsmæssig snæver spids og reservelast?? 

Det er muligt, at batterier bliver så billige, at der økonomisk vil kunne lagres indenfor døgnet, men hvad hvis der også var næsten vindstille det forudgående kolde vinterdøgn, hvis der igen mangler vand i de nordiske magasiner, …?

når der udbygges med store mængder havvind i Vesterhavet

Hvad skulle den strøm bruges til på Sjælland? Brug i stedet for strømmen tæt på hvor den genereres. På Sjælland kan vi, når det blæser, også få strøm fra Sverige. De har allerede nu mere end dobbelt så meget vindkraft som Danmark og masser af plads til at udbygge! 

forbindelse med til Lolland-Falster

I dag er der, som jeg kan se det, ikke et behov. Hvor ska Lolland-Falster forbindes til?Hvis der kommer en stor produktionskapacitet på land, hvor skal den så afsættes? At "servicere" et område betyder groft set at vi som brugere betaler energinet.dk  for at at etablere en facilitet så der er nogle investorer der der kan tjene nogle flere penge. 

Den er en daglig flaskehals i det samlede indenlandske netværk

Hvad er der af flaskehals? Hvornår? Når det drejer sig om højspændingsnet så er det ikke relevant at tænke nationalt, der skal tænkes Nordeuropæisk, og det gør man i forvejen. Hvor ofte er der et behov for store overførsler DK1 - DK2, i hvilken retning? Forbindelsen har i de forgangne år meget ofte været brugt til at føre strøm fra Slesvig-Holsten til Vorpommern på grund af manglende tysk netværkskapacitet. Er det det vi skal investere i? Er der overovedet et formål med at forstærke forbindelsen? Hvor kraftige er de højspændingsnet som der er forbindelse til? Sjælland har historisk haft kraftige forbindelser til Sverige og de har leveret ret billig strøm.

…måske en 400 kV forbindelse med til Lolland-Falster også var en ide, så de der allerede etablerede sol/vind-anlæg (og biogas?) kan kobles på nettet? Tænker jeg. Det gælder også andre dele af landet, som i dag ikke serviceres tilstrækkeligt.

Jeg kan ikke se at der er noget omkring forbindelsen over Storebælt. Den er en daglig flaskehals i det samlede indenlandske netværk

Balladen er, at DK1 og DK2 er asynkrone netværk der er bundet sammen af en dc forbindelse. Det er ikke sikkert at der er særlig megen økonomi i at styrke den forbindelse, nu DK1 har fat i Norge og DK2 i Sverige. 

Jeg kan ikke se at der er noget omkring forbindelsen over Storebælt. Den er en daglig flaskehals i det samlede indenlandske netværk. Er det mening den fortsat skal være flaskehals, også når der udbygges med store mængder havvind i Vesterhavet?

Der er kæmpe træghed i energimarkedet og nye teknologier har generelt trange kår hvis de ikke er brudt igennem glasloftet

** med mindre teknologien er politisk vedtaget forstås 😄, (men så er den også brudt igennem GL)

Ja, så er det jo nok fordi de ikke ser en forretning i det

Der er kæmpe træghed i energimarkedet og nye teknologier har generelt trange kår hvis de ikke er brudt igennem glasloftet. Grunden er, at det er konservative beancounters og ikke forandringsparate teknikere der generelt står for indkøb. Der er ingen præmie for at gøre det bedre end de facto standarten, men det er karriereskadende at indkøbe teknologier der ender med ikke at virke.

@Peter: kan du ikke i få ord fortælle hvorfor dit videreudviklede koncept er bedre? Du har skrevet meget, men det er en smule indforstået og svært at dekode. God chance for gratis reklame 😁

er der selvfølgelig fortsat ingen investorer til "min" igen videreudviklede bio-kraftvarme

Ja, så er det jo nok fordi de ikke ser en forretning i det ;-)

Men ikke et ord om hvor mange MW disse forbindelser kan overføre.

Man kan nok google sig til hvor meget en 400 kV linje kan håndtere. God arbejdslyst ;-). Som jeg husker det er det omkring 400MW.  Det mere intressante er hvor mange forbindelser der er i hver trace. Kapaciteten af de forskellige udlandsforbindelser kan ses på Nordpools hjemmeside https://www.nordpoolgroup.com/en/Market-data1/#/nordic/map. Flere af dem er i øvrigt ikke symmetriske. Forbindelsen mellem DK1 og DK2 er i også en DC forbindelse. Det samlede netværk fremgår at ENTSOE side: https://www.entsoe.eu/data/map/

Men ikke et ord om hvor mange MW disse forbindelser kan overføre. Er det almindelig viden eller er det en hemmelighed? For DC forbindelserne taler man dog om effekten og nævner næsten ikke spændingen.

I øvrigt tvivler jeg på hvor meget det haster, når man hører om diverse parker ingen vil bygge trods regeringens ambitiøse planer.

Der er vel ingen, der har sagt enten-eller?

Det er der i høj grad nogen, der har, og herunder f.eks. både Klimarådet og IDAs ivrigt VE-politiserende mediehus.

Og uanset hvad der siges, er der selvfølgelig fortsat ingen investorer til "min" igen videreudviklede bio-kraftvarme, hvis investorerne må frygte, at vore politikere foretrækker og vil gennemtvinge svimlende mange GW fluktuerende el-produktion, som vil presse bio-kraftvarmens driftstid ned i formentlig økonomisk umulige 0 - 2000 årlige driftstimer.

Ligesom adgangen til bio-kraftvarmebrændsler vil blive begrænset, hvis tossede rammebetingelser i stedet sender de til bio-kraftvarme egnede brændsler i retning af brændeovne, direkte produktion af lavværdig fjernvarme, markant mindre energieffektiv backup på biogas/biometan og fremstilling af VE-brændstoffer og biokoks til også arealer, hvori koksen ikke virker jordforbedrende.

Der er vel ingen, der har sagt enten-eller?

IDAs VE-skæve mediehus ignorerer her igen-igen-igen et betydeligt (større) bæredygtigt muligt bidrag fra især igen videreudviklet (bl.a. brændselsfleksibel og alligevel effektiv) backup-ydende og forsyningssikkerhedsbefordrende og derfor særlig værdifuld central biokraftvarme i allerede etableret infrastruktur. Det sidste ikke kun til el men også restvarme, som der er rigeligt med både gamle og nye kunder til og hvorved denne betydelige del af varmeforsyningen heller ikke vil belaste el-nettet yderligere. 

Især når øget brændselsfleksibilitet prioriteres, vil bio-kraftvarmen - af en række kombinerbare årsager - kunne være/gøres CO2e-negativ, medens især (alternativ og således marginalt set) dårligt kapacitetsudnyttet vind, sol og dertil ekstra fornøden dyr og/eller tabsbehæftet, PtX, energilagring og infrastruktur vil være væsentlig ringere end CO2e-neutral, fordi det alt sammen vil skulle fremstilles, opstilles, passes og senere skrottes. 

Danskerne bliver ikke mere lykkelige af de svimlende mange - i betydelig grad undgåelige - GW xxx, yyy og zzz, men snarere det modsatte.

Med en god kombination af fluktuerende vind og sol med backup fra velvalgt bio-kraftvarme og noget (kun) tidsmæssig snæver backup og reservelast på (relativt dyrt og ineffektivt frembragt) biogas/biometan, ville den grønne omstilling kunne opnås meget hurtigere, billigere og bedre. 

Det synes jeg, at vore dygtige systemanalytikere snarest bør regne på, ligesom jeg synes, at det er på tide, at mediehuset holder op med - ukritisk og snarere "med kys-hånd" - at videreformidle bl.a. Klimarådets misforståelser vedr. bio-energi.

Østersøforbindelserne er også DC

DC er da kun nordpå over Skagerrak og  Kattegat. Øvrige er da AC.

De er skam “koblet” på 400kV-nettet. Først skal dog bemærkes at udlandsforbindelserne er jævnstrømsforbindelser, så de skal først konverteres til vekselstrøm. Herefter kan ske transformering til 400kV og strømmen bringes rundt.

Af samme grund er Norgesforbindelsen tilkoblet i Tjele, som netop er en 400kV station. Det samme gælder for COBRAcable til Holland som er koblet på i Endrup  

Forbindelsen til Norge går til Tjele, hvor der omformes mellem AC og DC. Fra tidligere artikel om Skagerak forbindelsen:

Der er i dag tre elforbindelser mellem Danmark og Norge med en samlet kapacitet på 1.000 MW. Med Skagerrak 4 øges kapaciteten til 1.700 MW.

Kablet bliver ca. 240 km lang og vil bestå af to stationsanlæg. Det ene placeres i Kristianssand i Norge samt et i Tjele i Danmark, hvor Energinet.dk allerede ejer de arealer, der er nødvendige for at udbygge stationen.

Landkablet på den norske side bliver cirka 12 km langt og på dansk side cirka. 90 km langt. Søkablet forventes at blive cirka 140 km langt.

Hvordan kan det være at kun ganske få udlandsforbindelser er koblet til 400 kV nettet? Skagerakforbindelsen har dog en kapacitet på 1700 MW - det må svært at udnytte lokalt og det må være ret hård kost for 132 kV nettet...

Eller tager jeg helt fejl?