SYNSPUNKT Møller skal ikke stå stille: De kan lave brint til tyskerne
Danske vindmøller stoppes fra tid til anden pga. det såkaldte modhandelssystem – men vi har hårdt brug for al den vedvarende energi, vi kan producere.
Alene i 2021 kunne vi have brugt den grønne strøm, som vi aldrig producerede, til at have produceret op mod 21 procent af den politiske brintambition på 4-6 GW elektrolysekapacitet i 2030. Vi skal derfor hurtigst muligt skabe en fleksibel brintproduktion, der kan træde i stedet for nedreguleret energiproduktion.
Det er et grundlæggende vilkår, at kilden i et energisystem baseret på vedvarende energi, er fluktuerende. Og nogle dage kan der produceres mere grøn strøm, end kan optages i elnettet, og møllerne må stoppes, selvom uanede mængder af grøn energi bogstavelig talt blæser om ørerne på os.
Årsagen til de stoppede møller skal bl.a. findes i manglerne i det fælles EU-marked for energi. I Tyskland er reglerne sådan, at deres vedvarende energiproduktion har forrang i elnettet, såkaldt priority dispatch, hvilket betyder, at den skal bruges før fossilt produceret strøm.
Der opstår dog flaskehalsproblemer i forhold til reelt at optage den grønne strøm i nettet, fordi det tyske elnet ikke er gearet til at transportere så store mængder strøm, fra hvor den føres ind i nettet. Derfor står tyskerne til tider i den situation, at de producerer store mængder vedvarende energi uden selv at kunne bruge den.
Når de situationer opstår, træder modhandel i kraft. Under krav om, at europæiske transmissionssystemoperatører (TSO’er) skal samarbejde, har den tyske TSO en aftale med Energinet om at købe nedregulering af den danske produktion af vedvarende energi, når Tyskland producerer mere grøn strøm, end de selv reelt kan optage.
Den tyskproducerede vedvarende energi eksporteres således til Danmark, og ender hos de danske forbrugere. Denne nedregulering betyder, at der sendes besked til danske vindmølleejere om at lukke ned for produktionen, og de kompenseres herfor.
Derfor er der behov for at sikre fleksibelt elforbrug som f.eks. brint- og power-to-x-produktion (PtX), som kan startes og stoppes, bl.a. efter tilgængeligheden af grøn strøm. Produktionen skal tilrettelægges, så den ikke belaster elnettet, f.eks. i de situationer, hvor vi importerer strøm fra Tyskland. Det kan gøres ved direkte linjer og tariffer, der belønner fleksibelt forbrug både geografisk og tidsmæssigt. Noget brintproduktion kan således startes, når anmodningen om modhandel tikker ind fra Tyskland, og møllerne ellers ville blive slukket.
Vi har brug for, at alle dele af energisystemet og -forbruget baseres på vedvarende energi, også tung vejtransport, sø- og luftfart, industri og landbrug, som alle er elementer af systemet, der ikke nødvendigvis kan sluttes til en stikkontakt. Her er brint nøglen til omstillingen. Hvad end det er i sin rene form til landtransporten, brintbaserede brændsler til sø- og luftfarten, metaniseret grøn gas til industrien eller ammoniak til landbruget.
Nedreguleringen af dansk elproduktion grundet anmodninger om modhandel fra Tyskland er steget år for år i perioden 2017-2021. Nedregulering kan ske på flere måder. F.eks. ved stop eller reduktion af termiske anlæg og start af elkedler, men altså også ved stop af vindmøller.
Havde man udnyttet den nedregulerede vindmøllestrøm til brintproduktion, ville der kunne være produceret op til knap 70.000 ton grøn brint i 2021. Det svarer til 14-21 procent af produktionen fra den elektrolysekapacitet på 4-6 GW i 2030, der er indeholdt i den politiske PtX-strategi.
Et selvstændigt element i denne strategi er, at Danmark skal blive eksportør af grøn brint. Vi har allerede et samarbejde med Tyskland på brintområdet om infrastruktur, og dette er et oplagt udgangspunkt for at sætte skub på det samarbejde. Vi skal fra dansk side arbejde for, at der findes en løsning for at bruge den ellers nedregulerede elproduktion til at producere brint, som så kan sælges tilbage til Tyskland. Vores tyske naboer har allerede en ambitiøs brintstrategi, og dette er således et oplagt sted at udbygge det grønne samarbejde med vores største handelspartner.
Tyskland har behov for store mængder grøn brint til bl.a. sin industri. I Danmark har vi potentiale til at producere langt mere, end vi selv har brug for, og det er derfor oplagt, at vi også indgår et brintsamarbejde med vores store nabo mod syd. Derved kan brinten så føres tilbage til det tyske energisystem og bidrage til dekarboniseringen dér. Klimaet kender ingen grænser, og vi bør bruge de danske kapaciteter til at omstille, hvor vi kan – både i og uden for Danmark.
- 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
Så er det nye system til modhandel gået i drift. Se under "Countertrade go-live information meeting #2, April 2023":
https://energinet.dk/el/elmarkedet/modhandel/
Der startes stille op med 200 MW, stigende til 500 MW fra midt-maj, 1 GW fra juni måned og ubegrænset fra juli måned.
Rasmus Vendelboe, #62,
Hvilken gas gælder disse tal for? Er det den rene brint?
#62 @ Rasmus Kan du sige der lidt mere " jysk" = hvad er udgiften på en kwh brint leveret hos kunden / kwh el input?
Selvfølgelig skal både investering , drift og vedligeholde udg indregnes i hvor retabel P2X er som jeg ser det. Pft
Der vel ingen der tror på at P2X kun vil køre når der er overproduktion af VE el. Dertil vil grund omkostningerne til P2X anlæg være alt for dyre.
Jeg har set den her kommentar mange gange. Hvor stammer den fra? En elektrolyzer koster ca 1 mio. euro per megawatt og er den største capex i ptx. En megawatt stak giver omkring 200 normalkubikmetergas i timen. En normalkubikmeter koster omkring 4 kilowatttimer at lave. Med andre ord overhaler opex capex allerede inden du har kørt udstyret 1 år. Det er kun korrekt, at capex er væsentlig, hvis du fastsætter vedligeholdskosten på cellestakken efter levetid. Jeg har endnu til gode at se en eneste gøre det.
Flemming Skovbjerg, #58,
Nyt, fleksibelt elforbrug vil være en hjælp til at gøre vores elproduktion fossilfri. Det vil gøre det økonomisk attraktivt at opstille flere vindmøller og solceller, end hvis dette forbrug ikke eksisterede. Disse ekstra solceller og vindmøller vil hjælpe med at fylde hullet bedre ud, når der er så lidt sol og vind, at de eksisterende vindmøller ikke kan dække den ufleksible del af vores elbehov.
Nyt, ufleksibelt forbrug har ikke disse fordele. Det kan vi sagtens blive enige om.
Men jeg har stadig til gode at se en tilkendegivelse af, at P2X-branchen har tænkt sig at køre med ufleksibelt forbrug.
Jeg har set, at nogle projekter regner med 6-7000 årlige driftstimer. Det har jeg ikke noget principielt problem med. Hvis vi får den planlagte udbygning af vindmøller og solceller, vil jeg ikke blive overrasket, hvis dette ender med at være antallet af timer, hvor tilgængelig elproduktionskapacitet vil overstige vores ufleksible forbrug.
Det er dog klart, at P2X-branchen kommer til at være i konkurrence med andre fleksible forbrugere - inkl. andre P2X-produktionsenheder - om denne tilgængelige overskudskapacitet.
Det er også klart, at der ikke hele tiden vil være tilgængelig overskudskapacitet nok til alle fleksible forbrugere. Den tilgængelige overskudskapacitet kommer jo til at variere voldsomt over tid, og hvis vi for eksempel har bygget P2X-anlæg, elbilladere, elektrisk drevne fjernvarmeværker og andre fleksible forbrugere, der samlet kan aftage 5 GW, vil nogle jo skulle lukke i de timer, hvor tilgængelig overskudskapacitet på elproduktionen kun er 500 MW.
Som jeg ser det, er det noget, markedet skal løse. Helt optimalt bør markedet bringe os hen til en blanding af effektive forbrugere med høje investeringsomkostninger og mindre effektive forbrugere med lave investeringsomkostninger. Så vil konkurrencen gøre, at de effektive forbrugere vinder kampen, når der er knaphed. Og når der ikke er knaphed, vil der være strøm nok til også de ineffektive forbrugere, hvilket stadig er bedre end ikke at udnytte den tilgængelige produktionskapacitet.
Hvis vi overlader det til markedet, skal vi dog tænke os godt om, så vi ikke forskubber markedsbalancen med tilskudsordninger til nogle fleksible forbrugere, så de kan skubbe andre, mere “værdige” fleksible forbrugere ud af konkurrencen.
Hvor P2X-branchen så ender i dette hierarki af effektive og ineffektive forbrugere, har jeg ingen anelse om. Det må tiden vise.
Svar til # 59 "Der vel ingen der tror på at P2X kun vil køre når der er overproduktion af VE el.
Det er der. https://ing.dk/artikel/studie-elektrolysea... "
Fra artiklen : Resultaterne kommer efter et ’praktikophold’ hos Green Hydrogen Systems, hvor Thomas Dalgas Fechtenburg gennemførte studiet med navnet What is the value of Flexibility of Electrolysis
Synes du at et praktikophold ( jeg gentager lige praktikophold) giver grundlag for en troværdig anelyse af om og hvordan et P2X anlæg har en troværdig forretingsplan ?
Grundlæggende savner jeg en klar analyse af hvilke agenda de forskellige aktøre har i forhold til P2X . Jeg savner også at der bliver sat spørgsmålstegn ved at Energinet ( for elforbrugernes reging) skaber infrastruktur til P2X anlæg !
Min agenda er hvordan vi hurtigst og billigst får mest VE strøm i Europa.
Hej Flemming Skovbjerg
Det er der. https://ing.dk/artikel/studie-elektrolyseanlaeg-skal-bygges-saa-store-at-de-kan-udnytte-billig-ve-stroem-258852Der vel ingen der tror på at P2X kun vil køre når der er overproduktion af VE el.
Hvor meget billigere både økonomisk og med mindre energitab vil der være ved at lovgive om at VE el har fortrinsret i elnettet frem for at bygge P2X anlæg og dertil hørende infrastruktur ?
P2X har et mega energitab og vil derfor kræve væsentlig flere VE anlæg end ellers .
Se enrgitab : https://ing.dk/sites/ing/files/why-battery-electric-vehicles-beat-hydrogen-electric-vehicles_0.jpeg
P2X vil alt andet lige gøre el dyre og mere sort for alle os andre elforbrugere . Der vel ingen der tror på at P2X kun vil køre når der er overproduktion af VE el. Dertil vil grund omkostningerne til P2X anlæg være alt for dyre . Ja der vil endda være et "tomgangstab" når der er mangel på billig VE strøm som vil kræve gøre el endnu dyre og mere sort .
Her et ganske informativ Youtub som kommer godt omkring de probematikker der er ved at P2X: How Clean is Hydrogen, Actually? With Prof. David Cebon https://youtu.be/JlOCS95Jvjc?t=230
P2X er politikernes bekvemme langt ude i fremtiden løsning således at de ikke behøver at tage ansvar for her og nu tiltag .
P2X "stjæler" penge fra offentlige forsikringskasser som ellers kunne være bruget til at få lavet en ordentlig infrastruktur til SmartGrid 2.0 og i det hele taget at sikre at vi plukker de "laveste frugter" først .
Hvad er alternativet : Det kunne jo være intresant hvis ING lavede en dybtegående artikkel om hvilke alternativer der er til P2X så vi hurtigts muligt får reduceret vores afhænghed af fossile brændsler på den mest energigiøkonmiske måde i DK / Europa . Ja og hvor vi får mest VE strøm for for færest penge.
Lur mig om det ikke vil indebære mere offensiv fockus på SmartGrid 2.0 herunder " Super Pawer" ( Sol / Vind / batterier) , V2G og en udbyging af HVDC nettet , hvor vi bla sikre bedre samspil med Norsk og Svensk Hydro , således at vi levere billig el til dem når det blæser og omvendt når der er mangel på el så trækker vi på deres hydroanlæg ( en bedre bytte el aftale end den der er i dag ) .
VE el og batterier har de seneste 12 år faldet + 80 % og der er udsigt til en yderligere væsentlig fald i pris .
Her et beskivelse af hvor "lidt" el lagring der skal til for at eks Tyskland kan køre på 100 % VE i følge Tony Seba. Alle 4 part kan anbefales at høre . The Great Transformation [Part 3] https://youtu.be/fsnkPLkf1ao?t=848
Briefing om PtX 2. December. Jeg savner at der mindst en af paneldeltagerne der er kritisk over for P2X.
Tidligere afholdte webinar om P2X bære præg af at være for meget ekkokammer efter min mening.
Her er afgiften den største post, idet eloverskuddet og de lave priser typisk liggger udenfor kogespidsen med de høje distributionsafgifter. I første halvår 2023 sættes den ned til et minimum, men det ville gavne omstillingen til el hvis der kom et politisk signal om at nedsættelsen gøres permanent, i hvert fald for perioder, hvor VE-produktionen dækker forbruget.Ud over de 5-15 øre/kWh skulle du naturligvis også betale transport og afgift.
det ender vel med at de stakkels forbrugere 'lige' skal anskaffe (/vedligeholde!) et pillefyr, en varmepumpe, et gasfyr, en brændeovn, en el-vandvarmer...usw. Og dertil noget automatik, der døgnet rundt kan styre systemet ift. de (hastigt) vekslende energipriser!? ;)Jeg er heller ikke faldet over salgsannoncer for udstyr, som automatisk kan hjælpe pillefyrejere til at koble op på elnettet, når prisen på strøm falder til under en preset lav pris
Hans Jørgen Nielsen, inden for den seneste uge har der været to nætter, hvor du kunne købe strømmen for 5-15 øre/kWh.
Udnyttede du den mulighed? Eller sad du og ventede på, at nogen gjorde det hele for dig?
Ud over de 5-15 øre/kWh skulle du naturligvis også betale transport og afgift. Men det kan du jo ikke rigtigt klandre de onde, grådige vindmølleejere for. Den del må du tale med netselskabet, Energinet og staten om.
Vi ved jo at på Bornholm, så er der en del varmepumpe som kan slukke og tændes fra centralt hold, formålet er at hjælpe elnettet. men styringen af varmepumperne er jo den samme.
Det er nok de færreste træpillefyrejere, som forestiller sig at de bare kan shoppe el når den koster næsten ingenting, - for gør den nogensinde det? Jeg er heller ikke faldet over salgsannoncer for udstyr, som automatisk kan hjælpe pillefyrejere til at koble op på elnettet, når prisen på strøm falder til under en preset lav pris.
Hvorfor ikke bare selv tage noget ansvar ?</p>
<p>Jeg mener har man; træpiller, gas, olie eller fastbrændsel som opvarmning så kan man ofte med fordel købe sig en luft/luft varmepumpe og evt. en gang solceller.
Igen - der bliver talt en hel del om at vi skal have mere gang i de grønne alternativer til fossilt brændsel. Så ER stoppede vindmøller da en hån overfor dem, som ikke bare lige har råd til et jordvarmeanlæg og andet, i stedet for at - som du siger - tage ansvar for at flere kan udnytte vindenergi. Hvor meget vil det koste for vindmølleejeren? De faste udgifter må udgøre langt hovedparten, for hvor meget sparer han på driften ved at stoppe møllen (se bort fra den tæt-på kriminelle tyskerbestemte stop af møllen).
Hvorfor skulle strømmen foræres væk mere, end den allerede gør når vinden blæser ?Så må det da være en detalje at afsætte denne "overflod" af strøm til dem, som opvarmer boligen ved hjælp af fossilt brændstof. Det eneste det kræver er at vindmølleejerne forærer (eller næsten) strømmen væk til disse boligejere. Så skal I se dem få monteret dyppekogere i varmestrengene i en farlig hast. Imens er fortalerne for grøn omstilling i ekstase over denne erstatning af fossilt brændstof. What's not to like?
Og hvorfor skal alting være topstyret?
Hvorfor ikke bare selv tage noget ansvar ?
Jeg mener har man; træpiller, gas, olie eller fastbrændsel som opvarmning så kan man ofte med fordel købe sig en luft/luft varmepumpe og evt. en gang solceller.
De dage hvor vinden blæser og spotprisen er 12 øre/kwh, så selv med fuld afgift vil varmepumpen give billigere varme end ovennævnte. (hvis man altså ikke har gratis brænde)
Og så er der dage som i dag hvor elprisen er høj, hvor solceller også kan lege lidt med.
Her kunne vores ikke optimalt placerede solceller levere mere strøm i 4 timer, end varmepumpe brugte.
Og fra 1/1 til 30/6 er der ingen elafgift på strømmen. så der vil komme en del timer hvor luft/luft varmepumpen er markant billigere end træpiller, gas og olie.
Men.... Jeg kan nu godt se fordele ved nogle gode ramme betingelser og en agregator.
Vi ved jo at på Bornholm, så er der en del varmepumpe som kan slukke og tændes fra centralt hold, formålet er at hjælpe elnettet. men styringen af varmepumperne er jo den samme.
Fast lav afgift på strømmen til varmepumpen og en aggregator der kan tænde og slukke som funktion af elpris/cop vs gas-, træpille, oliepris.
Ja, de bliver ringere forid de så også er i konkurrence med regulerbare vandkraftværker, der kan gemme energien til bedre tider. Derfor har brintbranchen lobbyet imod denne ændring, så de kunne beholde de gunstige økonomiske vilkår selvom det samtidig betyder, at vindmøller stoppes og VE dermed går tabt. Og denne modstand har givet forsinket overgangen til de nye vilkår. Havde der ikke været modstand, kunne disse vilkår være taget i brug tidligere. Det er derfor, jeg er pikeret over at vindbranchen nu kan simulere tårer de stoppede vindmøller.Hvorefter brintbranchen vil kunne handle regulering med længere tidshorisont, men sandsynligvis til mindre gunstige økonomiske vilkår - præcis som de vindmølleejere og fjernvarmeværker, der også kommer til at blive stillet mindre gunstigt?
Ja. Men ifølge #33 kan brintbranchen ikke bruge "strøm, der kommer og går". Om det er rigtigt, ved jeg ikke.Så brintbranchen kan byde ind på reguleringen, som den er nu, hvis de kan rampe på 15 minutter.
Christian Halgren, god oplysning om reguleringstiden.
Så brintbranchen kan byde ind på reguleringen, som den er nu, hvis de kan rampe på 15 minutter.
Og som jeg har forstået det, vil denne dansk-tyske regulering til marts 2023 flytte væk fra specialregulering og over i Nordpools Intraday-marked? Hvorefter brintbranchen vil kunne handle regulering med længere tidshorisont, men sandsynligvis til mindre gunstige økonomiske vilkår - præcis som de vindmølleejere og fjernvarmeværker, der også kommer til at blive stillet mindre gunstigt?
Christian Halgren, så længe de nægter at opdele i flere priszoner, kan jeg ikke betragte flaskehalsen som erkendt. Så er man stadig i en situation, hvor man kender problemet, men bevidst vælger at ignorere det, fordi man ikke ønsker at erkende det.
Det er vist både-og. For problemet opstår, når man i Sydtyskland vælger at købe billig strøm i nord, d.v.s. fra Nordtyskland og Danmark. Måske også fra Norge, men Norge leverer nok ikke så meget, når vindmøllerne snurrer i Nordtyskland og Danmark. Det er der ikke kapacitet til i nettet mellem nord og syd i tyskland. Den nord-syd gående kapacitet er for lille. Det er man i gang med at rette op på, men det tager tid, (ligesom det tager tid at udbygge nettet i DK, så der kan sættes solceller op i sydsjælland for at levere til København og Nordsjælland) I en periode, rettede man op på det forhold ved at blokere for at der kunne sendes strøm fra Danmark til Tyskland. Når man blokerede her, var der ikke flaskehals af betydning i det tyske net. Men det er i strid med det indre marked. Så du kan sige, at problemet er at der er for stor transmissionskapacitet mellem Danmark og Nordtyskland. Når der nedreguleres i Danmark som følge af specialregulering, er det altså ikke fordi der sendes strøm fra Tyskland til Danmark. Der nedreguleres, så der ikke sendes så meget strøm fra Danmark til Tyskland.Som jeg forstår det, er det faktisk transmissionskapaciteten fra Nordtyskland til andre priszoner som er problemet - ikke internt.
Rent VE klima-mæssigt ville det bedste dog være at sikre forbrug, eller sende det frem så det kan spare på grøn reservelast, dvs. Hydro, Biomasse og Biogas. Så er der mere af den senere til fortrængelse af fossile kilder.
Problematikken som jeg beskriver er, at AL strøm produceret af EU's vindmøller på en solid blæsevejrsdag burde kunne afsættes mens det produceres, endda uden at omsætte den til Ptx eller brint.
Man beskriver ofte den grønne omstilling, som noget der skal gøres her og nu, nærmest uanset omkostningerne. Så må det da være en detalje at afsætte denne "overflod" af strøm til dem, som opvarmer boligen ved hjælp af fossilt brændstof. Det eneste det kræver er at vindmølleejerne forærer (eller næsten) strømmen væk til disse boligejere. Så skal I se dem få monteret dyppekogere i varmestrengene i en farlig hast. Imens er fortalerne for grøn omstilling i ekstase over denne erstatning af fossilt brændstof. What's not to like?
Forbindelserne til andre priszoner er ikke noget problem. Deres kapacitet er jo med i auktionsalgoritmen, så dem bliver der taget hensyn til.
Problemet er, at auktionsalgoritmen ikke kan tage hensyn til flaskehalse internt i en priszone - eftersom det jo ikke kun burde være 1 priszone, hvis der er flaskehalse.
Din pointe om Storebælt fatter jeg stadig ikke. Ja, Danmark ville være 1 priszone, hvis vores interne transmissionskapacitet var tilstrækkelig til at nøjes med 1 priszone. Det er indlysende.
Og det er lige så indlysende, at vores interne transmissionskapacitet ikke er tilstrækkelig til at kunne nøjes med 1 priszone. Vi har jo kun 600 MW over (under) Storebælt, og den er fyldt op ofte. Og derfor har vi to priszoner.
Hvordan du kan opfatte den forklaring som “at strække den langt”, eller hvad du nu skrev, det overgår min forstand. Forklaringen er spot on.
Jeg har svært ved at forstå, hvori din uenighed består.
Jeg tror ikke at DK havde haft 2 priszoner, hvis ikke det havde været fordi man ikke kan sætte højspændingsmaster over storebælt. Så stor er Danmark ikke. Og ikke rigtigt sammenligneligt med afstanden fra Tysklands møller på vestkysten til Sydtysk industri.
Som jeg forstår det, er det faktisk transmissionskapaciteten fra Nordtyskland til andre priszoner som er problemet - ikke internt.
Så sammenligningen med den begrænsede transmisionskapacitet er rigtig. Men det er ikke størrelsen som er problemet.
Allan Olesen #40
Reguleringsmarkederne arbejder med flere forskellige produkter med forskellig reaktionstid. Det er pædagogisk beskrevet af Energinet i introduktion til systemydelser https://energinet.dk/-/media/E05D202D3E164288A315E0C8DA84D916.pdf
Når der omtales krav om up/nedregulering med en reaktionstid på 30 sek i DK1 og 150 sek i DK2, er det produkterne FCR i DK1 (se afsnit 2.4.1 i notatet) og FCR-N i DK2 (afsnit 2.5.1). Det er frekvensstyrede reserver, så de skal kobles ind automatisk når frekvensen afvige fra 50Hz. FCR står for Frequency Containment Reserve.
Men den nedregulering, der bruges til specialregulering fordi tyskerne har brug for at modhandle, er reserver, der bruges til balanceudligning, mFRR (manual Frequency Restoration Reserve). Her får man besked fra Energinet, når der skal kobles ind eller ud og reaktionstiden må være op til 15 minutter.
Så det er ikke så bedrøveligt igen.
Iøvrigt er det mit indtryk, at den tyske flaskehals er både kendt og erkendt i Tyskland. Når man ikke opdeler landet i flere zoner skyldes det modstand fra de, der i så fald kommer til at ligge i den dyre zone i syd. De mener vel, at de har været med til at betale for udbygningen med vind og sol i nord, og vil derfor også have adgang til de lave priser.
Christian Halgren, #38:
Jeg vil heller ikke påstå at være ekspert i hverken brintproduktion eller de detaljerede markedsregler for Energinets regulering (uanset hvor meget jeg har ført mig frem i det foregående indlæg…).
Såeh, er der nogen her, der ved, hvor hurtig regulering Energinet kræver af de aktører, der anvendes for at løse tyskernes interne forstoppelsesproblemer?
Jeg har selv talt med et af de sjællandske fjernvarmeværker, der tjener på at levere regulering med deres elkedel. De fortalte, at de har en pligt til at kunne rampe hele den indbudte reguleringskapacitet op eller ned på 150 sekunder. Og at kravet ville have været 30 sekunder, hvis værket i stedet havde ligget i DK1.
Men jeg ved ikke, om det er denne reguleringsmekanisme, eller en anden, langsommere reguleringsmekanisme, Energinet benytter for at løse tyskerne forstoppelsesproblemer. Jeg håber bestemt, at man anvender en anden mekanisme. Det er simpelthen for bedrøveligt, hvis et problem, der i årtier har været kendt, men ikke erkendt, skal forsøges kompenseret med et varsel på kun 30-150 sekunder.
Gert Madsen, #35:
Jeg har svært ved at forstå, hvori din uenighed består.
Vi har to priszoner i Danmark, fordi vi ikke har så stor intern transmissionskapacitet, at den handlede strøm altid ville kunne flyde det korrekte sted hen, hvis vi var 1 stor priszone.
At vi har behov for to priszoner, underbygger du jo selv ved at skrive, at vi før slet ikke havde nogen forbindelse mellem DK1 og DK2 og nu kun har en ret svag forbindelse (600 MW).
En anden underbygning består i alle de timer, hvor der har dannet sig forskellig pris i de to priszoner. Jeg har ikke talt dem, men jeg har da fulgt ret meget med i elpriserne, og min fornemmelse er, at vi nok indtil videre i 2022 har haft 500-1000 timer med prisforskel mellem DK1 og DK2.
Disse prisforskelle er jo netop i sig selv et bevis på nødvendigheden af priszonerne. Prisforskellene opstår kun, når auktionssystemet på Nordpool løber ind i en situation, hvor de billigste producenter, der kunne have opfyldt behovet i hele priszonen, ikke kan få den nødvendige mængde presset gennem de interne flaskehalse mellem priszonerne.
På dage, hvor forbindelsen mellem DK1 og DK2 er tilstrækkelig (altså blev forudset at være tilstrækkelig på auktionstidspunktet, inden tyskerne bad om panikregulering), er prisen ens i DK1 og DK2.
Hvis tyskerne havde samme selverkendelse og delte landet op i flere priszoner i stedet for 1 stor priszone med utilstrækkelig intern transmissionskapacitet, kunne auktionssystemet tage højde for flaskehalsene og undlade at finde en løsning, der ville overbelaste flaskehalsene. Men det ville føre til prisforskelle mellem forskellige dele af Tyskland, og det ønsker tyskerne ikke.
Så ville tyskerne ikke stå med deres daglige forundring over, at de ikke er i stand til internt at transportere den strøm, de bestilte dagen før, og så vil de ikke være nødt til at bede danske vindmøller og fjernvarmeværker om at lave panikregulering på deres vegne.
Den nuværende sidste øjebliks panikregulering er en symptombehandling, uanset om den foregår ved nedregulering af vindmøller, opregulering af elkedler, nedregulering af vandkraft eller opregulering af brintproduktion. Den bagvedliggende sygdom, der forårsagede symptomet, har man ikke gjort noget for at behandle.
Jeg teknisk forståelse til at vide, om det er korrekt.man ikke kan lave PtX på basis af strøm, der kommer og går?
Men hvis det er, undrer det mig at brintbranchen overhovedet interesserer sig for nedreguleringsmarkedet. Jeg håber Adriana Guerenabarrena kan fortælle os mere om det.
Hvad forhindrer, at I byder ind på reguleringsmarkedet med jeres mindre møller, evt i samarbejde med andre mindre mølleejere, så I kan score gevinsten på nedregulering i stedet for de tyske kapitalfonde?Mange af de nyeste og mest producerende vindmøller i Danmark er solgt til tyske kapitalfonde, som scorer gevinsten, når der stoppes for vindmøller. Som nabo til disse vindmøller kan man vel godt føle sig lidt snydt? Det er trods alt over 50 store møller. Er selv meget lille investor i 5 stk. 6,2 MWH møller.
I Danmark har vi potentiale til at producere langt mere, end vi selv har brug for, og det er derfor oplagt, at vi også indgår et brintsamarbejde med vores store nabo mod syd. Derved kan brinten så føres tilbage til det tyske energisystem og bidrage til dekarboniseringen dér.
Uden rørledning ingen brintfabrik til 7,5 milliarder i Esbjerg: Men nu er der positiv nyt. 17sep2022 https://jv.dk/artikel/uden-rørledning-ingen-brintfabrik-til-7-5-milliarder-i-esbjerg-men-nu-er-der-positiv-nyt
Rapport: Skaber brintinfrastruktur vækst? 17.11.2022 https://ipaper.ipapercms.dk/HMNNaturgas/evida/efteraar-2022-skaber-brintinfrastruktur-vaekst/?page=4
Brintinfrastruktur kan betale sig. 2022 https://evida.dk/media/adjgkjrs/deloitte-hydrogen-cba-report-dk-v6b.pdf
Det er også årsagen til at DK har en øst/vest zone.
Det er nok at trække konklussionen for langt.
Kablet over storebælt blev bygget EFTER at Danmark tilsluttede sig Nordpool, og har iøvrigt begrænset kapacitet.
Det giver ikke mening at have et marked, hvor man ikke kan levere varen.
BLÅHallo, hvad søren sker der?</p>
<p>Er det endelig ved at gå op for en af de største fortalere, via utallige indlæg gennem tiderne, for 'at overprovisionering er skam ikke noget problem', at virkeligheden måske ligger tættere på, hvad en anden flittig debattør (læs Søren Holst Kjærgaard) har forsøgt at gøre opmærksom på rigtig mange gange, nemlig at man ikke kan lave PtX på basis af strøm, der kommer og går? Dog muligvis mere ud fra procestekniske overvejelser end ud fra økonomiske overvejelser.
Hallo......hvad søren sker der for fejlfortolkning af det skrevne ?
Vi har endnu ikke overprovisionering af VE i det europæiske elnet!
Derfor vil der i en del år frem kun kun være ganske få minutter/timer, her og der, hvor der må lukkes ned for noget strømproducerende.
Og som andre er inde på flere gange, så skyldes disse perioder mest under provisionerede elnet og manglende internationale aftaler om regulering
Begge dele adresseres ifm Wiking link og aftalen med Norsk hydro.
Tyskerne arbejder, langsomt men de arbejder dog, for at få fixet deres alt for tynde kabler i deres elnettet og adresserer dermed selv problematikken med at de ikke kan sende strøm syd over.
Der er rigtigt meget afbrænding som skal elimineres før der er overskudsstrøm nok[læs drifttimer] til brint.
Kan du forklare hvordan i kan forrente en fabrik med disse få minutters drift ?
Hallo, hvad søren sker der?
Er det endelig ved at gå op for en af de største fortalere, via utallige indlæg gennem tiderne, for 'at overprovisionering er skam ikke noget problem', at virkeligheden måske ligger tættere på, hvad en anden flittig debattør (læs Søren Holst Kjærgaard) har forsøgt at gøre opmærksom på rigtig mange gange, nemlig at man ikke kan lave PtX på basis af strøm, der kommer og går? Dog muligvis mere ud fra procestekniske overvejelser end ud fra økonomiske overvejelser.
Et andet forhold ved Tyskland er at det består af ALT for få priszoner. Når elsystemet har SÅ store flaskehalse og når forbruget er i den ‘forkerte’ ende ift den grønne strøm, så BURDE de pålægges at opdele landet i flere priszoner. Det er også årsagen til at DK har en øst/vest zone.
Kunne man få blot 10% af Ruhr distriktets forbrug flyttet til Nordtyskland så ville transmissionsnettet have lettere ved at håndtere det… især hvis det var forbrugere med en ‘fleksibel’ evne (som BURDE være det vi tilstræbte endnu mere i ALLE industrier og private hjem). Det er på en måde det samme som argumentet om at det billigste energi er det vi ikke bruger, blot udsat for ‘tidsforskydning’: Det næst-billigste energi er det vi kan VENTE med at bruge 😁
Så åbner Viking link 1,4 GW til UK der bruger megen gaskraft, som kan fortænges.
Til foråret så indgår Norsk vandkraft også i special regulering, altså lagring af strøm.
Der kommer til stadighed flere og flere elbiler, der tjekker ind når vinden blæser
Der kommer til stadighed også flere og flere husstandbatterier der kan lade når vinden blæser.
Derfor må et par mine spørgsmål til skribenten af sysnpunktet blive:
Hvor mange minutter om året vil vi fremover forvente at møllerne står stille ?
Kan du forklare hvordan i kan forrente en fabrik med disse få minutters drift ?
Mange af de nyeste og mest producerende vindmøller i Danmark er solgt til tyske kapitalfonde, som scorer gevinsten, når der stoppes for vindmøller. Som nabo til disse vindmøller kan man vel godt føle sig lidt snydt? Det er trods alt over 50 store møller. Er selv meget lille investor i 5 stk. 6,2 MWH møller. Gad vide, hvornår de bliver solgt!? Stadtwerke München er storinvestor i hav- og landmøller i mange lande.
For at undgå misforståelser: Som det er nu, betaler Tyskerne for nedregulering i DK - ikke specifikt for at danske møller lukkes. Hvis der er danske biomasse eller fossilværker, der kan lukkes ned, så vil de blive betalt for det. Det er i så fald den billigste nedregulering, og den der fortrænger mest fossilt. Hvis der er danske varmeværker, der har ledig kapacitet i varmepumper eller 'dyppekogere' vil de kunne aftage den overskydende el. Hvis ikke det er tilfældet, må man stoppe møller. Producenter og kunder har på forhånd meddelt, hvad de skal have for at reducere produktion eller skrue op for forbruget. Og Energinet vælger de billigste.Tyskland betaler os for at lukke og slide mindre på vores produktionsudstyr (møllerne), det er til absolut Dansk fordel.</p>
<p>Rent VE klima-mæssigt ville det bedste dog være at sikre forbrug, eller sende det frem så det kan spare på grøn reservelast, dvs. Hydro, Biomasse og Biogas. Så er der mere af den senere til fortrængelse af fossile kilder.
NEj så forstår fanger du ikke problematikken.Markedet trænger åbenbart til at indføre en stor hovedafbryder mellem de to lande på blæsevejrsdage, for så belaster tyskerne det danske transmissionsnet. Man kunne i stedet anvende samme til at fordele den danske strøm ud til langt flere danske forbrugere, for så længe vi brænder fossilt brændsel af til opvarmning, er der ikke overproduktion af el fra vindmøller.
Grundet svage Tyske Nord/Syd forbindelser så skal noget VE slukkes i nord. REnt energimæssigt er det hip som hap om det sker i Tyskland, eller i Danmark.
Tyskland betaler os for at lukke og slide mindre på vores produktionsudstyr (møllerne), det er til absolut Dansk fordel.
Rent VE klima-mæssigt ville det bedste dog være at sikre forbrug, eller sende det frem så det kan spare på grøn reservelast, dvs. Hydro, Biomasse og Biogas. Så er der mere af den senere til fortrængelse af fossile kilder.
Det som skal til er Sudost Sud-link projekterne ser at rubbe neglene, og at reglerne løsnes så vi istedet fortrænger de dispatchable VE-kilder i skandinavien.
Tyskland har projekterne SydOst-link og Sud-link.
Reglerne er ved at blive ændret så det kan sendes til Norge og Sverige istedet.
Citat;"Når de situationer opstår, træder modhandel i kraft.
Under krav om, at europæiske transmissionssystemoperatører (TSO’er) skal samarbejde, har den tyske TSO en aftale med Energinet om at købe nedregulering af den danske produktion af vedvarende energi, når Tyskland producerer mere grøn strøm, end de selv reelt kan optage.
Den tyskproducerede vedvarende energi eksporteres således til Danmark, og ender hos de danske forbrugere."
Så når både tyske og danske vindmøller producerer mere strøm, end markedet UMIDDELBART kan aftage, så eksporterer tyskerne deres strøm til Danmark, mens de danske vindmøller parkeres?! Det er da vel løwn - fristes man til at sige.
Markedet trænger åbenbart til at indføre en stor hovedafbryder mellem de to lande på blæsevejrsdage, for så belaster tyskerne det danske transmissionsnet. Man kunne i stedet anvende samme til at fordele den danske strøm ud til langt flere danske forbrugere, for så længe vi brænder fossilt brændsel af til opvarmning, er der ikke overproduktion af el fra vindmøller.
Til #24, Rasmus Vendelboe:
Jeg refererede til det udkast til EU-regler for produktion af grøn brint til transport, der blev lækket i maj sidste år. De fleste artikler om det ligger desværre bag paywall på Gridtech Pro, men denne her ligger ude i det fri: https://ing.dk/artikel/branchen-laekkede-krav-groen-brint-hul-hovedet-246641
Her kan man læse:
”I det lækkede udkast lægger Kommissionens arbejdsgruppe blandt andet op til, at al produktion af RFNBO’er skal ske på baggrund af ‘additionel VE-kapacitet’ – altså nyopstillet grøn elproduktionskapacitet, som PtX-producenten finansierer via indgåelse af en langsigtet elkøbskontrakt med en VE-opstiller.“
Når jeg skimmer ned igennem de andre artikler om emnet, ser det dog ud til, at man senere har trukket ret meget i land i forhold til dette udkast.
Jeg er så ikke klar over, om det er den endelige udgave af dette regelsæt, der nu har fundet vej ind i den bekendtgørelse, du nævner. Det undrer mig egentlig lidt, hvis først EU og bagefter Danmark har været i stand til at arbejde så hurtigt.
(Faktisk så meget hjælp, at jeg kan være i tvivl om de må kalde brinten grøn, hvis de aftager overskudsstrøm fra vindmøller, der ikke er opsat direkte med henblik på P2X. Jeg håber, jeg har læst det forkert, da det ville være helt vanvittigt.)
Den formulering er jeg ikke bekendt med, men branchen fik et vink med en vognstang for nogle måneder siden via. opdatering af bekendtgørelse om oprindelsesgarantier. Se f.eks. §12 her: https://prodstoragehoeringspo.blob.core.windows.net/a9f0857b-9d1b-4f0a-8a2b-9b2184d570a7/Udkast%20til%20bekendtg%C3%B8relse%20om%20oprindelsesgarantier.pdf Det betyder jo ikke du ikke kan kalde din brint grøn, du er jo, så vidt jeg forstår, ikke tvunget til at anskaffe en oprindelsesgaranti. Du kan jo spekulere på, om statssubsidierne skal kobles sammen med oprindelsesgarantierne..
Jeg bliver pikeret, når jeg ser brintbranchen begræde, at danske vindmøller stoppes som et resultat at modhandel på baggrund af flaskehalsen i Tyskland
Danske vindmøller stoppes fra tid til anden pga. det såkaldte modhandelssystem, men vi har hårdt brug for al den vedvarende energi, vi kan producere.
Alene i 2021 kunne vi have brugt den grønne strøm, som vi aldrig producerede, til at have produceret op mod 21 procent af den politiske brintambition på 4-6 GW elektrolysekapacitet i 2030.
Det har Energinet og Forsyningstilsynet arbejdet for et rette op på, således at man i stedet for at stoppe danske vindmøller kan lagre energien ved at skrue ned for vandkraftproduktion i Norge og Sverige.
Det er først nu ved at blive sat i drift, for det mødte modstand fra danske interesseorganisationer. Et bidrag til modstanden var
https://forsyningstilsynet.dk/media/10909/bilag-9-brintbranchens-svar-til-hoering-over-energinets-metode-for-indkoeb-af-modhandelsenergi-07-02-2022.pdf
Se mere om dette i en tidligere tråd på ing.dk
https://ing.dk/artikel/fjernvarmevaerker-maa-erstatte-vedvarende-energi-med-naturgas-258644
Det er Tyskerne der har brug for brinten og det er Tyskerne der stopper møllerne. Hvad skulle hindre Tyskerne i at lave brint fra de stoppede møller?
Men i øvrigt er stoppede møller noget vi må vænne os til, da udbygningsplanerne vil give flere timer med mere kapacitet end vi kan bruge. Helt som alle andre kraftværker der bliver nød til at følge forbruget.
Hvor kedeligt det end er, så vil det særligt blive i blæsevejr det opleves. Særligt da møllerne ikke endnu er gearet til at køre uden de termiske kraftværkers stabilisering. Spørg Bornholm.
Hmmm.John Johansen, kan du - evt. efter at have læst mit indlæg #12 - forklare, hvorfor skribenten <em>ikke</em> bør kaldes et tudefjæs?
Næh! egentlig ikke, Allan.
Beklager, Svend. Jeg misforstod. Dog mener jeg misforståelsen er forståelig.
Rasmus Vendelboe, det var nu egentlig intentionerne i energiplanlægningen, og ikke branchens intentioner, jeg refererede til, da jeg skrev “Det har hele tiden været meningen”.
Jeg har bemærket, at branchens intentioner ikke skelner så hårdt mellem farverne på strømmen. Men som jeg har forstået udspillet fra EU, der har været refereret her på stedet tidligere på året, kommer branchen til at få ret meget “hjælp” fra EU til at forstå, hvor strømmen bør komme fra.
(Faktisk så meget hjælp, at jeg kan være i tvivl om de må kalde brinten grøn, hvis de aftager overskudsstrøm fra vindmøller, der ikke er opsat direkte med henblik på P2X. Jeg håber, jeg har læst det forkert, da det ville være helt vanvittigt.)
SLudder, ingen har sagt at overskud af atom ikke kan bruges.Atomkraft kan ikke bruges fordi det ikke kan reguleres ned og det er uøkonomiskt hvis det ikke kan få lov at køre med høj kapacitetsfaktor, har I tudet os alle ørene fulde med.
MEn ingen i AJT forstår at det er for dyrt? Selv med optimal KF bliver det for dyrt. LCOE ofr Atom-energi er 2-3x højer end VE. Det argument er variende PtX produktion med overskud osm koster 3x mere.... Det er jo et non-sense argument.
Jeres argument plejer at være at man netop altid kører PtX, fordi det er billigere med 2-3x cost i energi og et mindre anlæg. Noge ingen har kunnet substatiere, og noget i direkte modstrid med f.eks. energistyrelsens undersøgelser.
Få Theis på Banen - Kärnfull's 300MW BWRX kun til dedikeret PtX i sverige kan gøre os alle til skamme. JEg bemærker han har været enddog MEGET stille omkring denne siden annonceringen..... Måske kan de få fingre i de 400mia svenske kroner - men investoren var der jo - hvor ikke noget hype, hvorfor er den ikke klar om 3 år, nu har de jo næsten været igang i et år.....
Atomkraft kan ikke bruges fordi det ikke kan reguleres ned og det er uøkonomiskt hvis det ikke kan få lov at køre med høj kapacitetsfaktor, har I tudet os alle ørene fulde med.
Men overskud af strøm fra vindmøller kan producerer Brint?
Men overskud fra atomkraftværker, kan ikke producere Brint?
Jeg glæder mig meget til at læse jeres argumenter som helt sikkert er dybt logiske og gennemtænkte.
Det har hele tiden været meningen, at P2X skulle fremstilles af strøm, der ellers ville gå til spilde på grund af (nødvendig) overkapacitet af solceller og vindmøller.
Fakta er dog at alle ptx-projekterne(*) som der pt. er ansøgt om ligger steder hvor der ikke er overskud af strøm. De kobler på transformerstationer som ikke udelukkende leverer grøn- eller overskudsstrøm. De påtaler oppetider omkring 85-90 %, som jo ikke passer med som vinden blæser, men reelt set er 24 timers drift + vedligehold.
(*) minus 2 af dem.
John Johansen, kan du - evt. efter at have læst mit indlæg #12 - forklare, hvorfor skribenten ikke bør kaldes et tudefjæs?
Dét gør det vel ikke generelt bedre!?Kalder du mig "tudefjæs", Svend?</p>
<p>Det var til skribenten af artiklen.
MEn det er det så ikke - det er det optimale økonomiske driftspunkt.lyder (vel)signet - men også ganske dy...yrt!?
Slidtagen følger last-timerne, og overprovisionering gør at du har lavere kg/pris, men lider under flere renter. Igen ender det økonomiske regnestykke til fordel for VE som opsuges i de laveste timer.
Rapporten udkom i foråret og kan fremsøges, hvis du ønsker at udvide din horisont.
Fleksibelt forbrug kræver overstørrelse i enhederne, hvad enten der er varmepumper i fjernvarmen, elbilsladere derhjemme, eller elektrlyse-stakke. Derved udnyttes lavprisperioderne - det har vi vendt utallige gange herinde, og er noget men kan forstå i 3 klasse. Det kan stadigvæk være at foretrække rent økonomisk ifht. f.eks. den hellige atomkraft.
Elbilopladning er allerede felksibelt i stor grad, den kan ofte flyttes flere dage, og man lader med ca. 11kW (50-60 km/t), så skal den ikke sidde i stikkontakten og lade 100% af tiden den står stille. Er det noget du vil pive over, og mene er "dy...yrt!?!?"
Det var til skribenten af artiklen.Kalder du mig "tudefjæs", Svend?
Jeg er altså helt paf over at læse dette synspunkt. Det har hele tiden været meningen, at P2X skulle fremstilles af strøm, der ellers ville gå til spilde på grund af (nødvendig) overkapacitet af solceller og vindmøller. Hele Danmark sidder egentlig bare og venter på, at P2Xbranchen får fingeren ud og kommer i gang.
Og nu præsenterer I så det, som vi hele tiden har siddet og ventet på, at I gjorde, som en ny ide.
Og ikke nok med det. I antyder, at et eller andet forhindrer jer i at gøre det, men I meget vage omkring, hvad “et eller andet” er. Hvis jeg læser det ret, er det noget med, at markedet ikke understøtter, at man byder ind med øget forbrug i stedet for at byde ind med standset produktion.
Men det gør markedet jo. Og muligheden benyttes allerede flittigt af danske fjernvarmeværker.
Når tyskerne dag efter dag opdager, at de igen har forkøbt sig i strøm i nord, fordi de ikke vil indrømme over for sig selv, at de ikke har den fornødne interne transmissionskapacitet til at transmittere den sydpå, så sender de ganske rigtigt oprydningsopgaven videre til Energinet. Så går Energinet ud og køber opregulering af elkedler på danske fjernvarmeværker og nedregulering af danske vindmøller.
Ordningen er særdeles favorabel for de fjernvarmeværker, der regulerer deres forbrug op. Faktisk så favorabel, at de for ikke så længe siden klynkede over, hvor forfærdeligt det er, at nordmændene fra marts 2023 får lov at byde på den samme regulering, så fjernvarmeværkerne får øget konkurrence.
Så hvad er det lige, der forhindrer jer i at byde ind på den samme regulering på samme vilkår som fjernvarmeværkerne? Det er I nødt til at forklare.
Kalder du mig "tudefjæs", Svend?Det skulle vel ikke hænge sammen med at der ikke er økonomi i det? Tudefjæs.
Så kan man spekulere over hvorfor ingen gør det? Det skulle vel ikke hænge sammen med at der ikke er økonomi i det? Tudefjæs.Det kan sikkert startes imorgen</p>
<p>Ja, medmindre der er regler/lovgivning i vejen, er det vel kun at rejse noget kapital, og sætte igang.
Det er jo "markedet", som trumfer alt.
Hvis jeg fik et godt tilbud på strømmen kunne jeg måske godt bruge den.
Ja, medmindre der er regler/lovgivning i vejen, er det vel kun at rejse noget kapital, og sætte igang.Det kan sikkert startes imorgen
For at man kan udnytte "overskuds" strømmen i stedet for nedregulering kræver det vel to ting: At nettet er stærkt til at transporterer strømmen til PtX anlæggene og at PtX anlæggene kan ned- og opreguleres i takt med at der er "overskuds" strøm til rådighed.
Dette afhænger dels af energinet og placering af PtX anlæg, samt at elektrolyse stakene (HaldorTopsøe) designer stakke der kan ned- og opreguleres. Sidste må være et højt prioriteret desing krav i fremtidens energisystem, og basis for at PtX kan være del af den grønne omstillings løsning.
lyder (vel)signet - men også ganske dy...yrt!?...Energinet har fornyligt banket en rapport af med CAPEX/OPEX optimeret drift på en elektrolysør. Den peger på du skal have ca. dobbelt effekt til rådighed af hvad du faktisk vil producere (dvs. 50% kapacitetsfaktor) for at få mest for pengene
'Bundlinien' er vel, at såfremt 'den frelste del' af Verden ikke formår at frembringe ('grøn') energi til en pris, der ligner energiprisen i 'den sorte Verden', da bevæger førstnævnte sig uundgåeligt frem mod 'Untergang des Abendlandes':
https://da.wikipedia.org/wiki/Der_Untergang_des_Abendlandes
(alt imens putler og xi vrider sig af grin)!?
Jeg tvivler på, at Air Liquide, der har stor brintproduktion i dag, slukker for produktionen når der ikke er overskud fra vindmøllestrøm.
Du vil ikke slukke og tænde (alt for meget) fordi du smadrer cellestakkene. Desuden har du på alkalisk elektrolyse (stort set alt hvad der er solgt pt.) har du en ret langsom ramp-up på cellerne fra initial til max strømstyrke. Ifølge IRENAs rapporter på markedet kan nyeste PEM elektrolysører køres ned til 5-10% effekt... I praksis vil du bygge en oversized elektrolysør på PEM (og bruge meget capex) og køre den ved 10% output indtil det blæser og så køre på 100% de timer det varer. Energinet har fornyligt banket en rapport af med CAPEX/OPEX optimeret drift på en elektrolysør. Den peger på du skal have ca. dobbelt effekt til rådighed af hvad du faktisk vil producere (dvs. 50% kapacitetsfaktor) for at få mest for pengene.
Rent vand kan laves ved at bruge spildvarmen fra elektrolyseprocessen. Det kan gøres med samme teknologi, som er anvendt på alle store skibe de seneste 50-100 år.