Stort PtX-anlæg bygges ved Aalborg: Her er de 5 største udfordringer
Et elektrolyseanlæg på 300-400 MW.
Det kommer til at stå klar til brug ved Nordjyllandsværket i 2028, i hvert fald hvis det står til Aalborg Forsyning, Reno-Nord og Copenhagen Infrastructure Partners, der allerede for et år siden gik sammen om at realisere den idé.
Nu er idéen modnet så meget, at Miljøstyrelsen har bedt offentligheden om at komme med forslag til, hvordan den skal afgrænse miljøkonsekvensrapporten.
- emailE-mail
- linkKopier link
Tophistorier
For at deltage i debatten skal du have en profil med adgang til at læse artiklen. Log ind eller opret en bruger.
- Sortér efter chevron_right
- Trådet debat
Ad #19 Til Christian Halgren #16:
Da prisen blev sat på Day Ahead auktionen i går, var det sikkert planen, at møllerne skulle levere.
Det er jeg helt enig i, og tak for at du konkretiserer med flow. Jeg reagerede på #15, der gav udtryk for,at de stakkels danske mølleejere ikke havde nogen forretning.
Men nu gætter jeg bare.
Det gør jeg også. Men kun efter at have læst noget én eller anden har skrevet tidligere.
Hvis du ejer det værk, som hver eneste dag får lov at levere den strøm, som i sidste øjeblik bliver bestilt til overpris, fordi der ikke kommer den strøm nordfra, som var aftalt, så kan det godt være at du netto tjener mere, selvom udbudsprisen er lidt lavere. (Måske holder man endda noget kapacitet ude til det, istedet for at byde den ind i markedet via Nordpool (Eller byder kunstigt højt med samme reelle virkning)). Sidder man i den situation, er man vel interesseret i at bevare status quo.
Som sagt er det spekulation, med mindre nogen faktisk ved noget.
Mogens Kjær,
Jeg kan ikke afvise, at du har ret, men jeg synes, det er svært at forestille sig.
Først og fremmest bliver markedsprisen i Sydtyskland trukket kunstigt ned af det her (altså i den tid, hvor strømmen er billigst i nord). Den er jo sat efter, at de skulle have billig strøm nordfra. Det må i et eller andet omfang opveje, at markedsprisen bliver trukket op i Nordtyskland.
Dernæst er det vel samme tyske selskab, der hænger på alle følgeomkostningerne, når der skal laves panikredninger i sidste øjeblik. De skal ikke alene betale Energinet for at lade være med at levere strøm. De skal også finde nogle, der i sidste øjeblik kan levere den manglende strøm til Sydtyskland, når den indkøbte strøm nordfra ikke kan trænge gennem kablerne.
Men naturligvis, hvis man forestiller sig, at dette tyske selskab OGSÅ ejer de vindmøller i Danmark, som får penge for at blive stoppet, samt de kraftværker i Sydtyskland, der skal betales for at levere i sidste øjeblik, så kan det da godt være, at selskabet kan få disse tilsyneladende tab til at blive reel fortjeneste.
Men nu gætter jeg bare.
Hele miseren skyldes, at Tyskland ikke vil indrømme over for sig selv og andre, at de har så store interne flaskehalse i deres elnet, at landet burde inddeles i flere priszoner.
Jeg syntes at have læst herinde for nogle måneder siden at samme selskab sidder med balance-/backup-produktionen i sydtyskland og ansvaret for at udbygge transmissionslinjerne mod nord. Og de tjener flere penge på de høje priser, som flaskehalsen og den fælles priszone skaber end de ville gøre på at udbygge transmissionsnettet, endsige tillade opdeling i flere tyske priszoner.
Hvis det er rigtigt, er det jo helt galt og en klar sag for konkurrencemyndighederne efter min mening.
Er det rigtigt og kan nogen dokumentere det, eller er det ren spekulation eller konspirationsteoretisering?
Så mit gæt er, at der er sket det samme som så mange gange før:</p>
<p>Tyskerne forkøbte sig i dansk strøm på Nordpools Day-Ahead auktion i går
Det er et meget godt gæt. Prøv under "Regulating power" og "Special regulation volume" på Nordpool:
https://www.nordpoolgroup.com/en/Market-data1/Regulating-Power1/Special-Regulation1/Special-regulation-volumes/DK/Hourly/?view=table
Ca. 1,1 GW nedregulering fra 10-11.
Men Nordpool prisen var over 1,5 kr/kWh i formiddags.
Det er det trælse ved specialregulering. Mølleejeren får både de 1,5 kr/kWh + tillægget for at standse produktionen.
Til Christian Halgren #16:
Da prisen blev sat på Day Ahead auktionen i går, var det sikkert planen, at møllerne skulle levere.
Hvis man går ind på kortet her, vælger Day-Ahead Flows og vælger tidspunktet 28/11 10-11, kan man se, at DK1 skulle have eksporteret 2160 MW til Tyskland:
https://www.nordpoolgroup.com/en/maps/#/nordic
Kigger man så på, hvor meget der faktisk blev eksporteret, blev det kun til 744 MW:
https://www.nordpoolgroup.com/en/Market-data1/Power-system-data/Exchange1/DK/Hourly1/?view=table
Så mit gæt er, at der er sket det samme som så mange gange før:
Tyskerne forkøbte sig i dansk strøm på Nordpools Day-Ahead auktion i går. I dag betaler de så danske Energinet for at løse problemet, når de ikke er i stand til at aftage den bestilte strøm. Energinet løser så problemet ved at standse vindmøller eller starte elkedler på fjernvarmeværker.
Men da denne panikredning foregår efter at priserne blev sat på gårsdagens auktion, er skaden på elprisen allerede sket: Da prisen blev sat i går, blev den danske pris presset op af, at tyskerne ønskede at aftage 2160 MW fra Danmark, hvilket helt sikkert ikke kunne dækkes med danske vindmøller. Havde der ikke været regnet med, at tyskerne skulle have aftaget denne mængde, ville prisen for Danmark være endt lavere.
Når tyskerne så “afbestiller” denne strøm, får det ikke prisen for danske elforbrugere til at falde. Den er jo låst dagen før og bliver ikke ændret.
Slutresultat: Alt for høj elpris og alt for mange standsede vindmøller.
Hele miseren skyldes, at Tyskland ikke vil indrømme over for sig selv og andre, at de har så store interne flaskehalse i deres elnet, at landet burde inddeles i flere priszoner. Når et land kun har 1 priszone, er auktionsalgoritmen nødt til at antage, at al indkøbt el kan flyde frit inden for landets grænser.
Og så ender vi med et auktionsresultat, der siger, at vi skal sende 2160 MW sydpå, fordi vi kan producere dem billigere end tyskerne selv kan (prisen var meget højere i Tyskland end i Danmark i formiddag), selv om disse 2160 MW ikke kan transporteres internt i Tyskland til de steder, hvor de skal bruges.
Årsagen til de voldsomme priser på trods af blæsten i dag, og ikke mindst i morgen, skyldes at Sverige har midlertidigt lukket for vandmagasinerne. De er nødt til at have stillestående vand bag dæmningen, så der kan dannes et islåg på søen. Islåget gør, at de ikke skal kæmpe med isklumper igennem systemet.
Derfor er prisen høj disse dage, på trods af blæsten her i DK.
Når man ser på den danske elproduktion i dag, hvor vind har dækket 80 til100% af vores forbrug, tænker jeg over hvor meget vi skal producere før prisen kommer ned på disse 20øre/kWh.Men Nordpool prisen var over 1,5 kr/kWh i formiddags.
Det er en skændsel, at politikerne ikke overvejer at Nordpool måske er indrettet forkert.
I stedet så vil f.eks. tyskland indføre en "windfall" tax. Det er som at tillade uhyrlige ågerrenter, blot staten kan indkassere overskuddet i skatter.
Men Nordpool prisen var over 1,5 kr/kWh i formiddags.Da jeg kørte op gennem Jylland i formiddags, så jeg en del stillestående vindmøller, de ville sikkert jave været lykkelige for at få DKr 0,20 / kWh
Da jeg kørte op gennem Jylland i formiddags, så jeg en del stillestående vindmøller, de ville sikkert jave været lykkelige for at få DKr 0,20 / kWh 😉I 2015, 2016 og 2020 var gennemsnitsprisen for hele året under 20 øre/kWh. 2017 var tæt på. <20 øre/kWh i en større del af tiden lyder ikke urealistisk på den baggrund.
Punkt 1 skulle nok have været, at den danske strategi baserer sig på afbrænding af skove, der slet ikke er der! At man gør sig afhængig af fortsat import og afbrænding af verdens skove, noget der er forkasteligt i enhver forstand!
Det er ikke helt korrekt. Der er rigeligt med CO2 fra cement og affaldsforbrænding til at dække hele Danmarks forbrug af flybrændstof. Men ikke benzin og diesel også, som til sammen kræver 5 gange så meget som flybrændstof.
I de tal som jeg har hørt fra udviklerne, der snakker de om ca. 4000 timer årligt, og kun i de billigste timer hvor elprisen er under 10-20 øre/kWh...
Det er korrekt.
Muligvis lidt højere. Grænsen ligger der, hvor markedsprisen for brint kommer til at være for DK/Nordtyskland
I 2015, 2016 og 2020 var gennemsnitsprisen for hele året under 20 øre/kWh. 2017 var tæt på. <20 øre/kWh i en større del af tiden lyder ikke urealistisk på den baggrund.
Jeg er ikke helt inde i reglerne... Men i dag er det muligt at lave Energifællesskaber, hvor flere kunder slår sig sammen om af udveksle energi med hinanden. Der skal betales den almindelige nettarif, afgift (som er meget lav for procesel) osv. for al den energi der udveksles med det offentlige elnet. Men altså ikke for den andel der løber mellem de forskellige virksomheder og produktionsanlæg i deres egen del af nettet. Jeg ved ikke hvordan de skelner mellem komfortel og procesel i sådanne fællesskaber, men de må også udveksle varme og andre former for energi...Jeg læser dit svar i #2 som at afgifter og tariffer undgås, hvis egenproduktion og forbrug holdes på samme matrikkel, altså bag samme måler.</p>
<p>Betyder det så, at solcellestrøm fra en mark i nærheden og produktion til industrikvarteret pludseligt rammes af den store afgifts- og tarifhammer ? Også hvis de selv anlagde et dedikeret 10 eller 50 KV kabel ......
GreenLab skive er et eksempel på et sådan energifællesskab: https://www.greenlab.dk/
Jeg har ikke hørt at nogen forventer en kontinuerlig drift...
Det største ptx projekt som er længest fremme er Kassø PtX. Fra deres ansøgning fremgår direkte: >>Produktionen af e-metanol har et højt forbrug af energi (elektricitet). Produktionen vil ikke være i et bestemt tidsrum, men vil kunne forekomme mandag til søndag i alle timer af døgnet. Det forventes at der være produktion Ca. 277 dage (6645 timer) om året.<<
Nu får vi ikke noget at vide om hvor mange operationstimer der forventes, men med denne størrelse anlæg må vi forvente nogenlunde kontinuerlig drift.
Jeg vil meget gerne have et bedre indblik i hvordan dette projekt (og andre P2X cases) tænker at tjene penge.
Hvis du følger med på området og miljøansøgningerne, så ser du en oppetidsforventning på mellem 85-90% for de fleste af projekterne. Jeg tænker ikke det her skal tjene penge. Det er ligner overlevelsesstrategi på licence to operate i blandt andet Aalborg Portland.
Arcadias project i Vordingborg har data nok til man kan reverse-engineere deres business case. Det er med sine 300MW elektrolyysør og 85000 ton produkt/år sammenligneligt med det her. For arcadia e-fuels har jeg givet en servietberegning på hvordan forretning skal løbe rundt. Se #1 her https://ing.dk/andre-skriver/udspil-regeringen-vil-indfoere-flyafgift-261006#comment-1080586 I det tilfælde regner de nok med at blive subsidieret en til en.
ad #2: Michael, kan du ikke uddybe gældende regler for afgifter og tariffer ?
Jeg læser dit svar i #2 som at afgifter og tariffer undgås, hvis egenproduktion og forbrug holdes på samme matrikkel, altså bag samme måler.
Betyder det så, at solcellestrøm fra en mark i nærheden og produktion til industrikvarteret pludseligt rammes af den store afgifts- og tarifhammer ? Også hvis de selv anlagde et dedikeret 10 eller 50 KV kabel ......
Jeg kan godt forstå, at det lokale netværk skal have betaling for transport fra marken til fabrikken på deres kabel, men fuld hammer ? Her er konceptet kun at flytte solcellerne.
Er det her en misforstået cash-cow - frit efter den nordiske mytologi med grisen som kunne levere flæsk i en lind strøm .....
"En anden udfordring er, anlægget kommer til at være afhængig af ‘biogen’ CO2, altså kuldioxid fra biomasse og biogas."
Det er en mærkelig måde de regner på. Hvis anlægget ikke bruger den CO2 fra affaldsforbrænding og træafbrænding, så ender den i lufte, ligesom CO2 fra fossiler.
De tror måske at det kun er biogent CO2 der opsuges af naturen?
Re :I de tal som jeg har hørt fra udviklerne, der snakker de om ca. 4000 timer årligt, og kun i de billigste timer hvor elprisen er under 10-20 øre/kWh
4000 timer er næsten halvdelen af tiden. Regner vi med elpriser under 20øre på f.x. Nordpool i så stor en del af tiden?
Strategien gående ud på at hive kuldioxid ud af luften bygger på afbrænding af biobrændsel, dvs. træ importeret fra udlandet, da landets egenproduktion af biobrændsel slet ikke kan dække behovet for de store punktkilder i den fremtid, man forestiller sig, dvs. store centrale kraftvarmeværker holdt oppe med klimaneutral biobrændsel, som planen lægger op til som kilde til CO2-fangst.
Det er lidt pudsigt, at man nævner dette i en sidebemærkning under et punkt, altså mangelen på strøm.
Citat fra en artikel af 7 danske universitetsprofesores fremhævelse af problematikken: " Det ironiske er, at CO2 formodentlig på et tidspunkt bliver en mangelvare, og at der derfor bliver et enormt behov for land og biomasse til at levere kulstof til især stoffer og materialer." https://www.altinget.dk/forsyning/artikel/syv-universiteter-en-langsigtet-plan-for-co2-fangst-spiller-en-betydningsfuld-rolle-i-klimamaalene
Den danske strategi er funderet i fortsat import af træ fra alverdens skove, noget der på ingen måde er opbyggeligt eksempel til efterfølgelse af andre nationer, fordi der netop ikke er skove nok til at andre end Danmark kan forfølge den.
Punkt 1 skulle nok have været, at den danske strategi baserer sig på afbrænding af skove, der slet ikke er der! At man gør sig afhængig af fortsat import og afbrænding af verdens skove, noget der er forkasteligt i enhver forstand!
Her har vi den helt store elefant i rummet.
I de tal som jeg har hørt fra udviklerne, der snakker de om ca. 4000 timer årligt, og kun i de billigste timer hvor elprisen er under 10-20 øre/kWh... Nogle kigger på at kombinere sol, vind og PtX inden for samme måler, så de helt slipper for tarifferne og skatten på egenproduktionen, men stadig kan sælge el til marked hvis det bedre kan betale sig. Jeg har ikke hørt at nogen forventer en kontinuerlig drift...Business case Tak for artiklen. Det giver faktisk et godt indblik i hvad business casen for P2X er, i hvert fald for metanolproduktion. Nu får vi ikke noget at vide om hvor mange operationstimer der forventes, men med denne størrelse anlæg må vi forvente nogenlunde kontinuerlig drift. Lad os sig 6000 timer pr år - hvis nogen har bedre tal, så lad mig vide! 400 MW * 6000 h * 500 kr/MWh er et svimlende tal på 1,2 mia DKK til strømforbrug alene, og 500 kr/MWh er temmelig konservativt. Til 130000 tons metanol har vi så 9,2 kr/kg bare i eludgift (så kommer der sikkert mere strøm til, udgifter til vand, vedligehold,
Business case Tak for artiklen. Det giver faktisk et godt indblik i hvad business casen for P2X er, i hvert fald for metanolproduktion. Nu får vi ikke noget at vide om hvor mange operationstimer der forventes, men med denne størrelse anlæg må vi forvente nogenlunde kontinuerlig drift. Lad os sig 6000 timer pr år - hvis nogen har bedre tal, så lad mig vide! 400 MW * 6000 h * 500 kr/MWh er et svimlende tal på 1,2 mia DKK til strømforbrug alene, og 500 kr/MWh er temmelig konservativt. Til 130000 tons metanol har vi så 9,2 kr/kg bare i eludgift (så kommer der sikkert mere strøm til, udgifter til vand, vedligehold, administration, låneomkostninger, GM osv). Da metanol har cirka den halve brændværdi til fx benzin, så kan man altså godt gennemskue, at det bliver en svær business case. Med mindre jeg regner forkert.
Jeg vil meget gerne have et bedre indblik i hvordan dette projekt (og andre P2X cases) tænker at tjene penge.