Med lidt god vilje, står dette i artiklen, sådan lidt mellem linjerne :

Den danske stat vælger at se stort på sit krav om rentabilitet ved at støtte projektet med 17,6 milliarder kroner svarende til prisen på kablet mellem Bornholm og Sjælland. Tyskerne har indvilliget i at spæde til ved at betale tre milliarder kroner til at anlægge kablet fra Bornholm til Tyskland plus yderligere tre milliarder kroner til elteknisk udstyr. Ikke desto mindre så mangler der fortsat 14 milliarder kroner til at realisere øen.

Derfor: 

Kabel mellem Bornholm og Sjælland, 17.6mia.

Kabel mellem Tyskland og Bornholm, 3mia.

Udstyr til el tekniske formål: 3mia

Problemet for nok mange af os, er hvad går de sidste 14 Mia reelt til, som der 'mangler' ?

Er de 14 Mia kun til dækning af dansk eltekning?  Eller er det også til dækning af dk-dk kablet? 

Kan den tyske del overføre det samme som den danske, og hvor meget er dette? 

Jeg har ikke svarene, og håber, som flere herinde, en uddybning af disse omkostninger. 

I lyset af sikkerhedssituationen virker det (også) oplagt at tænke mere i decentralisering. Dvs. mange el-forbindelser ind til land, flere (mindre) PTX-fabrikker, og et elnet der er godt beskyttet og nemt at reparere. Som tilgift får man bedre mulighed for at bruge spildvarmen i lokale fjernvarmenet.

Hej Michael

Tja, du har ret i at tankerne om energi øerne er noget 'luftige'.  Hvad skal der ske på dem?

Umiddelbart forstod jeg dem som en ø, hvor man samler er fra en masse havvindmøller og sender strømmen via kabler til måske forskellige lande. Det er jo rimelig simpelt og svarer vel til det man gør fra olie/gas platforme, ja vist mere simpelt end det der sker på olie/gas platforme.

Man kunne vel begynde med en simpel ø - som beskrevet - hvis det så senere viser sig at der er tilstrækkelig strøm - der ikke kan afsættes - så kan man overveje at udbygge øen med produktionsfaciliteter til ?

Først 'kravle' så må virkeligheden vise sig om Dan Jørgensens 'fuglen kan flyve'. 

Forsyningstilsynet

Du har ret. Jeg retter det. 

Dette forudsætter en tilstrækkelig, intakt, teknisk ingrastruktur OG at der samlet set er tilstrækkelig effekt til rådighed.

Det er vigtigt at kunne skilde tingene ad i denne verden ellers er det svært at tale sammen. Kabler er infrastruktur som kan flytte strøm, længere er den ikke, og det er uanset hvilken kilde strømmen kommer fra.

Du blander det sammen med tilstrækkelighed, det som på nydansk/engelsk omtales som adeqacy. Dette kan igen opdeles i to underområder nettilstrækkelighed hvor kabler indgår, og produktionstilstrækkelighed, som også er vigtigt. De to delområder er selvstændigt uundværlige, men hænger også sammen således at en stærk nettilstrækklighed kan reducere behovet for produktionsanlæg i et vist omfang, mens lav nettilstrækkelighed stiller større krav til produktionapparatet og den geografiske fordeling af dette.

Det er korrekt at kabler er ligegyldige hvis der ikke er produktionsanlæg til levering af den effekt der skal til for at dække det ikke-fleksible forbrug, og således vil det føre til afkortning af forbrug hvis der ikke er nok produktionskapacitet til at dække dette behov. Jo større fleksibilitet forbruget kan udvise, jo nemmere/billigere kan det blive dækket, men det er givet at der er en væsentlig andel af det vi kalder klassisk forbrug som aldrig bliver fleksibelt, og dermed skal dækkes. I store dele af året kan det udemærket gøres med sol og vind, mens i en anden væsentlig andel skal der kontrollerbar produktionskapacitet til for at der er strøm i kontakten. Denne kontolerbare produktionskapacitet kan importeres hen over grænserne via elmarkedet, og den kan stå lokalt. I virkeligheden vil den komme til at gøre begge dele, og det skal nok være udemærket i praksis. Vi har endnu ikke set afkortning af forbrug i EU som følge af mangel på produktionstilstrækkelighed, og på tværs af EU er landene ved at indføre kapacitetsmekanismer til håndtering af forventede/prognostiserede fremtidige mangelssituationer. Så der bør ikke være så stor bekymring for dette, der er folk ved at se på det 😉

Af og til gøres det til et problem at ydelsen er konstant.

Nej det er et problem at økonomien er afhængig af at ydelsen skal være konstant. At et kraftværk skal have rettigheder til at afsætte strømmen uanset om der er brug for den eller ej. Rettighed til at modtage en fast pris uanset om der er brug for strømmen eller ej.

I et af indlæggene i denne debat hævdes det, at der kun vil være behov for back-up "i ganske få timer".

Jeg synes ordet back up er dårligt, for der er mange producenter og egentlig er de alle sammen nødvendige men af og til mere end andre gange.

Det der undrer mig er at varierende ydelse lovprises væsentligt mere end en producent med konstant ydelse. Af og til gøres det til et problem at ydelsen er konstant.

I et af indlæggene i denne debat hævdes det, at der kun vil være behov for back-up "i ganske få timer".

Jeg kan jo desværre ikke vise en graf, der viser vindkraftens variation. Hverken i Danmark eller i hele Vesteuropa samlet. Denne burde ellers være tilstrækkelig til at overbevise enhver, der har prøvet at stå med ansvaret for en produktion om, at vindkraft i hvert fald ikke alene kan være en en brugbar energiforsyning. Med mindre naturligvis, at man kan overtale statsmagtens voldspparat til at gøre udlæg hos skatteyderne.

Man kan sortere vindkraften efter ydelse per time i årets første 4 måneder indeholdende 2904 timer, og derefter få formlen

y= 2,0838*X + 84

hvor Y er vindkraftydelsen i MW og X er timetallet.

Korrelationskoefficient er R² =  0,9989.

Skæringspunktet med Y-aksen er 84  MW

Man kan så regne ud, at i en tiendedel af tiden lå ydelsen mellem 84 MW og 290*2,038 = 591 MW.

Beregner man ydelsen for en femtedel af tiden finder man, at denne ligger mellem 84 MW og 1182 MW.

Vindydelsens middelværdi var 3117 MW.

I en femtedel af tiden er ydelsen dermed mellem omtrent 0 og 30% af middelværdien.

Så hvis en brintfabrikant vil have leveret 1000 MW i også disse 30% af tiden skal han have priviligeret adgang til vindkraft og back-up, alternativt skrue op og ned for produktionen som vinden blæser. "I ganske få timer".

Selvfølgeligt kan energi øer sagtens fungere, det har olie-gas platformene jo gjort i mange år, også under sværere forhold end i Nordsøen, se til Norge.

Det er megadyrt med olie-gas platforme. Af samme grund ligger kun det mest nødvendige på platformene. Fx. ligger alle olie raffinaderier på land.

Placerer man en simpel platform med hvad der skal bruges for at sende strøm ind til land over HVDC forbindelse så er vedligehold minimal. Jeg er på ingen måde ekspert i el transmission men jeg kan se at energinet.dk har ca. 1500 ansatte. Der må således være ganske få ansatte ved en HVDC konverterstation.

Man skulle næsten tro at du slet ikke har forstået at strømmen i et kabel, mellem to lande, ikke behøver at have noget med vindkraft at gøre?

Eller at fremtidens elforbrug bliver langt mere flexibelt. Her på matriklen er største elsluger bilen, og den lader kun når strømmen er billig (dvs der er rigelig af den). 4 km herfra er de igang med Danmarks største damvarmelager. Det vil garanteret også kun "lade" når der er varme/strøm i overskud. 

Med endnu flere vindmøller bliver perioderne med dyr strøm endnu kortere og endnu mindre hyppige, din frygt er ubegrundet. Jeg har forresten aldrig oplevet et brownout i DK. Det har jeg derimod i Californien. 

Dette er karakteren for min nøgterne oplysning om, hvordan det forholder sig med vindkraftens stabilitet.

Man skulle næsten tro at du slet ikke har forstået at strømmen i et kabel, mellem to lande, ikke behøver at have noget med vindkraft at gøre? Og at kabler mellem to områder, øger stabiliteten i begge lande, uanset produktions form...

Den dag, hvor Tyskland bruger sin egen effekt (ingen effekt over grænsen), Norge sparer på sit vand (ongen effekt under Skagerrak), så kan der være nok så megen optimering og fordelingspolitik, men der er brunt lys i DK1 på en stille dag - måske.

Og derfor lægger vi også kabler fra DK1 til Sverige, Holland og England... Belgien kan også komme med på sigt... Der er sågar også et kabel til DK2...

Hvis du kan henvise til bindende aftaler (hvad det så end erd er når det er hået skidt), så læser jeg dem gerne. I fred og ro, uden katastrofer og uheld, så fungerer det jo, men den dag hvor ….. er jeg ikke så sikker.

Hvorfor skulle jeg? Kan du henvise til et indlands kraftværk der er forpligtet til at leverer effekt til nettet? Også selv om de er ude af drift... Hvis alt svigter, kan vi ikke gøre andet end at slukke for forbrug eller have ekstremt meget mobil backup da elnettet også kan gøre at de pågældende kraftværker ikke kan hjælpe på effektmangel...

Dette forudsætter en tilstrækkelig, intakt, teknisk ingrastruktur OG at der samlet set er tilstrækkelig effekt til rådighed.

Den dag, hvor Tyskland bruger sin egen effekt (ingen effekt over grænsen), Norge sparer på sit vand (ongen effekt under Skagerrak), så kan der være nok så megen optimering og fordelingspolitik, men der er brunt lys i DK1 på en stille dag - måske.

Hvis du kan henvise til bindende aftaler (hvad det så end erd er når det er hået skidt), så læser jeg dem gerne. I fred og ro, uden katastrofer og uheld, så fungerer det jo, men den dag hvor ….. er jeg ikke så sikker.

PS: I pressen optræder begrebet “juridisk bindende” - hvilket lyder godt, men før det har reel betydning kræves en magtfaktor (måske dømmende og udøvende) før der sker noget mere end bare “moralsk fordømmelse”.

Se bare den omtalte sag med svindel mod den danske stat: selv efter en dom kan pengene være gemt væk = ingen udøvende magt lykkes).

Lad os holde os til det faglige, naturligvis med Michael (#18) som eksponent.

Stærke forbindelser mellem forsyningsområder er en teknisk gevinst. Det er dog vigtigt at forstå begrebet “stærke” helt konkret, nemlig i forhold til forsyningsområdets forbrug.

Når DK1 (Vestdanmark) på en god dag bruger 3 GW, og DK2 (Østdanmark) bruger 2 GW, så skal “stærke” forbindelser udgøre en betydelig mulighed, ikke bare en lille mulighed som påvirker prissætningen.

Derfor er eg. Skagerrak forbindelse på 1.700 MW, eller tilsvarende over grænsen til Tyskland nok væsentlige, men de erstatter ikke DK1 produktion (og 600 MW under Storebælt er kun en ringe trøst). Dertil kommer, at “vi” ikke kontrollerer leverancerne af effekt - vi køber dem OG er afhængig af om der er effekt til salg (og ikke er begrænsninger - som periodevis fra Norge).

Derfor mener jeg IKKE man ukritisk skal være begejstret for “en forbindelse”. Der er ikke leveringsforpligtelser knyttet til udlandet OG forbindelserne kan i bedste fald supplere den lokale produktion.

Det forhold, at det som afgjort hovedregel hår godt, er et udtryk for dygtig drift. Den dag, hvor der skal vælges mellem brunt eller sort lys i Nordtyskland, Sydsverie eller Sydnorge for at vi kan få brunt lys i DK1 / 2 har vi ikke set, men mon ikke de nationale grænser er stærkest ? 

Transmissions-infrastrukturen er ikke helt stærk nok over landegrænser og til andre landes bagland (der er væsentlige nord-syd flaskehalse i alle tre nævnte lande).

Hvor har du set en nedbrydning af omkostningerne ?

Måske er kablerne 50% af selv det billigste anlæg.

Som det fremgår af #1, så er det ikke (i artiklen) oplyst hvad pengene bruges til.

Nogle af udgifterne er jo uomgængelige (kabler) med mindre der mod enhver forventning kommer et teknologisk paradimeskift for eltransmission.

• er det “øerne” (ja, med den snørkel, at Bornholm jo eksisterer og ikke skal laves - “energiø Bornholm” er en mark syd for Åkirkeby) ?
• Er det kablerne ?
• Er det ….. ?

, lad os satse på brintrør

Ja, ja - eller 2×2 BWRX'ere - jeg er nærmest ligeglad. 

Jeg gider bare ikke høre mere om de der våde MSR drømme, fuldkommen afkoblet fra den tekniske virkelighed. Det er ikke onde kræfter der holder MSR teknologien tilbage, det er reelle tekniske udfordringer, der indtil videre ser temmelig uoverkommelige ud. Kairos har gang i noget for tiden, men ellers er eneste reelle referencepunkt ORNL-MSR der var en skaldet lille pi..ereaktor på 7-8 MWt. Selvom den ikke var større end en halv vindmølle fik den alligevel skiftet pumpeimpellere 2 eller 3 gange i reaktorens levetid. Rødglødende FLIBE æder alt det hvad det kommer i nærheden af. 

Og jeg gider ikke engang at starte på processerne til oparbejdning af saltet, der er man i realiteten ikke kommet rigtigt igang. Der er langt fra laboratorie til produktion - også i MSR verdenen.

Faktum er, at MSR teknologien er meget, meget langt fra at være moden. Indtil videre er PWR/BWR eneste realistiske (fissions)teknologier der er værd at diskutere. 

Derfor: Lad være med at spille MSR/offer kortet. Ikke nok med at det er et falsk kort, det undergraver afsenderens troværdighed fuldstændigt.

Sikke en overraskelse!!

Nå, hvad gør vi så? 

Atomkraft?

Hej Michael

Selvfølgeligt kan energi øer sagtens fungere, det har olie-gas platformene jo gjort i mange år, også under sværere forhold end i Nordsøen, se til Norge.

Selvfølgeligt har man aktuelle reservedele på lager, så man ikke er afhængig af at PostNord kan levere, måske et sted.

Vor regering og politikere har besluttet noget, så er det vel bare med at 'komme i gang'. Selv om nogle beslutninger og ikke-beslutninger svinger meget.

Den politiske beslutning om energi øer (Dan Jørgensens strålende fortælling) vil formentligt komme til at koste el-forbrugere og skatteborgerne noget, men så må det være med den politiske beslutning. Nej, jeg tror ikke VE er løsningen på alle CO2 problemer.

Se at komme i gang,  det bliver dyrere ved at tøve

helt enig, lad os satse på brintrør, det ved vi virker. Og er enormt effektive, og helt sikkert ik særlig dyrt.

Så behersket et underskud ville den danske regulator, Energinet, uden tvivl have accepteret, da det som statsejet selskab har offentlige kasser i ryggen og dermed kan tillade sig at se stort på mindre knaster i økonomien i sin evige kamp for at opnå dansk forsyningssikkerhed.

Men sagen er en helt anden i Belgien, der har en delvist privatejet regulator, CReG. Den accepterer ikke minus på bundlinjen. I forhandlingerne mellem Belgien og Danmark sætter CReG derfor hele tiden foden ned. Og det lykkedes kun den belgiske minister at give forhandlingerne kunstigt åndedræt ved at holde CReG hen med løfter om, at EU nok ville støtte op om det.

En mindre korrektion.

Energinet er TSO i Danmark og er korrekt et statsligt selskab, en såkaldt SOV. Den danske regulator på elområdet hedder Forsyningstilsynet.

I Belgien er CReG regulator, men den er en uafhængig offentlig instans dannet ved lov der blandt andet skal godkende omkostningerne der fra TSOen overvæltes på forbrugerne via tariffer, hvorfor de har et vågent øje på omkostningerne. Den belgiske TSO hedder Elia, og det er dem som skal bygge et eventuelt Triton Link sammen med Energinet. 

Måske har det mere noget med din konfrontatoriske og nedladende tone at gøre? Eller det faktum, at du i din iver for at nedgøre andre, får skrevet noget om kabler som er direkte forkert. 

Jeg håber du bliver i bedre humør engang i fremtiden. :)

Der er el-handelsvirksomheder, der står for fordeling/handler med el

Det er elhandelsvirksomheder som køber og sælger el i budzonerne i det Europæiske elmarked, men det er ikke dem som bestemmer hvordan det fordeles* på grænserne i Elmarkedet. 

Fordelingen af flows, og dermed om et land i en given situation er netto importør eller netto eksportør afgøres via en samlet optimering som foretages i day-ahead markedet kl 12-13 dagen før driftsdøgnet. Optimeringen sker i en algoritme som er fælles for alle elbørserne og har navnet EUPHEMIA. Optimeringen tager højde for alle bud fra alle balanceansvarlige aktører i EU på både købs og salgssiden samt de kapacieteter på budzone grænserne som TSOerne leverer på daglig basis. Denne optimering resulterer i elpris på timebasis i hver budzone samt flows på alle grænserne, og børserne kan herefter informere deres kunder om hvor meget de har købt og solgt i hver time i det kommende døgn.

Efter day-ahead clearing af markedet åbner intraday markedet som idag er et kontinuert marked over hele EU, hvor man kan handle sig i balance hvis noget har ændret sig siden man købte/solgte i day-ahead markedet. Dette kan give anledning til ændringer af flow på grænserne, hvilket den kontinuerte intraday platform XBID også holder øje med.

*Eneste undtagelse er EU-GB grænserne med explicit auktion af kapacitet på interconnectorene.

“Dette er karakteren for min nøgterne oplysning om, hvordan det forholder sig med vindkraftens stabilitet.”

@Søren

Jeg vil gerne give dig en mere !  Du har simpelthen ikke set det samlede billede.  Vindscenariet er billigst og hurtigst i energisystemer som det danske.  De relativt få timer der er behov for back-up fra andre produktionsformer betyder lidt i forhold til den samlede produktion fra vind o.a.

Dette er karakteren for min nøgterne oplysning om, hvordan det forholder sig med vindkraftens stabilitet.

Gad vide hvor mange jeg vil få for at oplyse, at i 2022 udgjorde vind+ sol + biomasse + hydro i gennemsnit 52% af den tyske elforsyning. Varierende mellem 15% og 108%. Standardafvigelse 39% af middelværdien.   

Det tyske elforbrug udgjorde i gennemsnit 55 GW. Jeg antager, men ved det ikke, at hydro og biomasse allerede er udnyttet fuldtud. De ydede i gennemsnit 8 GW i 2022. 

Det samlede tyske energiforbrug i 2022 var  12,3 EJ svarende til 390 GW. Vind+sol+biomasse+hydro ydede tilsammen 27 GW.  7% af det tyske energiforbrug. 

Tillad mig at undre mig over, at noget tænkende menneske kan forestille sig, at vi skal være "fossilfrie" i 2050.   Og at spørge hvorfra vi så skal få asfalt til vore veje?

Hej Sybilla Din betragtning om el i forskellige lande er fin, men sådan er virkeligheden jo ikke. Der er el-handelsvirksomheder, der står for fordeling/handler med el

For å handle el mellom land, behøves ledninger! Altså først ledninger så handel eller avtaler om overføring uten handel.

Hej Sybilla

Din betragtning om el i forskellige lande er fin, men sådan er virkeligheden jo ikke.

Der er el-handelsvirksomheder, der står for fordeling/handler med el

Lidt kedelig tone, du holder dig, men ikke desto mindre har jeg ændret formuleringen, så den nu skulle være mere dækkende. God dag. 

Nu det åbenbart er blevet præcedens at få formuleringer ændret.

Fallit betyder at være erklæret insolvent og ikke være i stand til at betale sine kreditorer. Det er ikke tilfældet med energiøerne.

Jeg lader mig aldrig kanøfle. Men lige denne her formulering sad jeg faktisk længe og diskuterede med mig selv. Det handler om, at landene kan udveksle el, hvis den ene står og mangler og den anden har rigeligt at dele ud af, altså to lande, der hjælper hinanden. Længere er den ikke, og det er det, der står der nu. God dag. 

"Kablet giver landene en mulighed for at sende el til hinanden, så begge parter kan levere en stabil elforsyning til forbrugerne." 

Den, der har skrevet dette, kan ikke have studeret vindkraft ret omhyggeligt.

Den der har skrevet dette kan ikke have studerede elforsyning ret omhyggeligt ;)

Du ved godt at en kabelforbindelse mellem to lande/områder kan overføre andet end vindenergi ikke? Også selv om den går via en platform hvor der bliver leveret vindenergi ind det meste af tiden...

En stabil elforsyning er betinget af at vi har et stærkt og stabilt elnet, der kan modstå alle de variationer der kan forekomme i produktion og forbrug og at vi har en overkapacitet i nettet, der gør at vi fortsat har et stærkt og stabilt elnet, selv om der er fejl på det... En stabil elforsyning er ikke betinget af at vi har en lille håndfuld af værker der kan leverer en konstant produktion, når de virker... Disse værker er også afhængige af at vi har et stærkt og stabilt elnet, for at få strømmen ud til kunderne...

Jeg syntes faktisk at det er bekymrende at Sybille lader sig kanøfle pga. et hårdt sprogbrug... Det er ikke godt for debatten...

I første halvår 2023 ydede vindmøllerne i Norge+ Sverige+ Danmark+ Tyskland + Nederlandene i gennemsnit 33 GW varierende mellem 4 GW og 77 GW med en standardafvigelse på 15 GW

I første halvår 2023 skinnede solen under 50% af tiden, alligevel døde vi ikke  af kulde - hvorfor mon?

Vindmøllerne står ikke alene, men bliver støttet kraftigt af hydro, bio brændsel, sol, spildvarme og varmelagre.

Du ved det!

Jeg ved det!

Hvorfor bliver det inkompetente og vildledende vrøvleargument ved med at dukke op i debatten? Det er ikke til at bære. 

Hej Søren

Lidt kedelig tone, du holder dig, men ikke desto mindre har jeg ændret formuleringen, så den nu skulle være mere dækkende. God dag. 

“Det er ikke enten eller, det er både vind og atomkraft.”

@Olavur

Vi ved, at allerede med de nuværende produktionsformer ville ny atomkraft ikke kunne opnår en kapacitetsfaktor over 40%.

Vi ved at med den nuværende udbygning af sol og vind, vil atomkraft ikke kunne opnår en kapacitetsfaktor meget over 12-15% efter 2030.

Alle der har kendskab til energibranchen ved hvad det betyder for økonomien.

Din udtalelse er simpelthen topmålet af økonomisk uansvarlighed!

"Kablet giver landene en mulighed for at sende el til hinanden, så begge parter kan levere en stabil elforsyning til forbrugerne."

Den, der har skrevet dette, kan ikke have studeret vindkraft ret omhyggeligt.

I første halvår 2023 ydede vindmøllerne i Norge+ Sverige+ Danmark+ Tyskland + Nederlandene i gennemsnit 33 GW varierende mellem 4 GW og 77 GW med en standardafvigelse på 15 GW svarende til 48% af middelværdien.

Ingeniørens debatregler forbyder mig vist at sætte et kort og dækkende ord på udsagnet  "stabil elforsyning til forbrugerne".  

Jeg håber at kunne overlade dette til i det mindste et flertal af læserne.

Hvis Sverige kan godkende en testreaktor, så burde den tilladelse også gælde i Danmark. 

Og betaler atomkraftbyggere for tilladelsen, så er det jo bare win-win.

Det er ikke enten eller, det er både vind og atomkraft.

Er det SÅ svært at kopierer love/styrelser fra Sverige og bestille hos Seaborg/CA?

Ja, det bliver ekstremt svært i og med at de ikke har et kommercielt produkt at sælge! Hvad havde du egentlig tænkt dig? At vi skulle satse landets fremtid på en uafprøvet prototype ver beta 0.1?  Get real!

lad nu være med at blande æbler og pærer i diskussionen.

Enig. Havde slet ikke tænkt på brandvæsen. Eller få folk på hospitalet osv. 

Beslutningstagerne burde alle få et ophold på en platform ude i Nordsøen en mørk januarnat  med regn og slud 30 m/sek vind eller mm,  store bølger mm. Og så skal der laves en brandøvelse og evakuering af tilskadekomne. 

Det her viser med al tydelighed at vi burde have begyndt at arbejde på atomkraft løsningen i går, og faktisk helst for for 15 år siden. Hvorfor er vi ikke gået i gang endnu? Er det SÅ svært at kopierer love/styrelser fra Sverige og bestille hos Seaborg/CA?

Vi vidste fra starten at det her var idiotisk. Alligevel kørte det derudaf. Nu må det få en ende.

Det var og er idiotisk fordi alle der har prøvet at lave noget på havet ved at det er besværligt. Vejret har stor indflydelse på hvad man kan. Det fx er ikke lige at få en dims leveret hvis det blæser.

Bestiller jeg et nyt køleskab så kommer det i morgen. Boede jeg på en ikke-brofast ø, så bliver det noget mere besværligt. Skal det leveres til en ø midt i Nordsøen så bliver det noget der skal laves en længere plan for.

Er der problemet med VVS så kan jeg ringe til en VVS mand der kan være her i løbet af 15 minutter. På energiøen kan det tage dage. Opstår der brand her på Frederiksberg så kommer det lokale brandvæsen. Energiøen vil være nødt til at have sit eget. Jeg kunne fortsætte.

Alligevel ville man lægge nye og komplicerede produktionsanlæg på øen. Hvad tænkte folk på?

1: Etablering af Ø + etablering af konverter + kabeler til Jylland og partner land med en samlet kapacitet på ca 4-6 GW. 

2: Udvidelse af kapacitet til 10 GW hvoraf den ekstra kacitet primært skulle bruges lokalt på øen til brint og ptx.

Der har været mange forskellige tanker og planer. I den oprindlige cost-benefit analyse fra COWI fra 2021, er priserne beregnet uden PtX ude på øen, men med en platformsløsning nåde for 3 og 10 GW... (side 93-94)

Der er så beregnet en merpris for øen, hvis den skal være større og også rumme PtX anlæg... https://ens.dk/sites/ens.dk/files/Vindenergi/a209704-001_cost_benefit_analyse_endelig_version.pdf

2: Udvidelse af kapacitet til 10 GW hvoraf den ekstra kacitet primært skulle bruges lokalt på øen til brint og ptx. Med ændring fra en inddæmmet ø til stål platform så bliver etape 2 nok aldrigt realiseret.

Det er jo netop pkt. 2 som er interessant, for hvor mange af de 200 mia. kroner ligger der under pkt.2. og er dét så det hele værd.
Hvis det hele tjenes hjem igen, så er det jo godt nok ..... men hvis ikke, så bør pkt.2. nok ikke realiseres (og altså nøjes med 4-6 GW).

Der er mange gode  tanker i vind til havs. Men at bruge en masse penge på lowtech og bunke sand op i Nordsøen synes ikke at være gennemtænkt. Dyrt(uden payback i form af teknologi udvikling) Vil til evig tid være et meget barsk sted vind,vejr,havgus/korrosion,dyrt at komme til med udstyr, reservedele og mennesker, mega-dyrt vedligehold.(har hus 400m fra Vesterhavet i Nordjylland- det er et hårdt klima) Så giver det måske lidt mere mening af føre strømmen land og så ofre 3 millioner kroner på at købe 10 hektar på land til P2X installationer. Så vil der også være en del milliarder til opgradering af infrastrukturen til lands.
KISS er altid godt - også her. Der vil være tab i el til land og det er der nogen der åbenbart ikke kan leve med, samtidig vi trækker kabler mellem alle landene (DK,N,UK,D,NL,S(?)) Det undrer mig lidt. 
At bunke sand i store bunker ved strande bør være forbeholdt børn der leger :-)

Uden at kunne huske alle detaljer så erindrer jeg at Energiø Nordsøen var planlagt i to etaper. 

1: Etablering af Ø + etablering af konverter + kabeler til Jylland og partner land med en samlet kapacitet på ca 4-6 GW.

2: Udvidelse af kapacitet til 10 GW hvoraf den ekstra kacitet primært skulle bruges lokalt på øen til brint og ptx.

Med ændring fra en inddæmmet ø til stål platform så bliver etape 2 nok aldrigt realiseret.

Ret mig gerne hvis jeg husker galt.. 

Bare beregningen om - at stillede man det hele på stålben så holder projektet økonomisk - vidner om en vis desperation.

De Energiø-projekter kommer aldrig til at holde rent økonomisk, hvis øerne allerede ved de lave renteniveauer og de daværende estimater for prisen per KWH. for havvind kunne give et underskud på 50 milliarder.

Prisen på havvindsprojekter er steget med 40% og vi ved,  at sjældent kan de flotte regnearkskalkulationer holde i de store anlægsprojekter så energiøen i Nordsøen kommer min. til at koste 300+ milliarder og sikkert mere.

Læg hertil at "råvarerne" til energiøen er steget 75% i det England har hævet den garanterede afregningspris fra 44 Pund/MWH til nu 77 Pund/MWH for nye offshore projekter.

Man bliver nød til at planlægge et helt nyt setup og sikkert i et meget mindre/enkelt setup end oprindeligt for at disse "øer" eller platforme kan give et fornuftigt afkast.

De har behovet og pengene og der er i forvejen samarbejder henover grænsen, så det virker da i forvejen formålsløst at lave noget uden de er med på vognen.

Der har tidligere været omtalt produktion af brint på energi-ø og et rør eller to til land.
Men det er ikke rigtig synligt i analysen ovenfor.

Er det måske muligt at få opstillet en liste på måske 15-20 grupper der viser hvad de 200 mia. går til? - og dermed (måske) se hvor de 50 mia. i underskud opstår?
eks. ø-anlæg, elkabler, møller, p2x, brintrør, DC-DC konverter o.s.v.

Tilbagebetaling kan måske også opgøres groft for el og brint. Vil det være el eller brint som bidrager mest til tilbagebetalingen?