Kære Berit Hinnemann,

Lad mig her fremkomme med nogle overvejelser, og løsningsmodeller om hvad der reelt skal til for at det inden for en overkommelig tidshorisont, skal være muligt at producere store mængder elektrofuel så Mærsk, og det øvrige verdenssamfund kan gøres fossilfrie.

Min påstand vil være at det er umulig at producere elektrofuelen Ammoniak i det den ikke konkurrancedygtig, derfor foreslår jeg at satse på elektrofuelen metanol som via Future Energy’ koncept kan produceres til en konkurrencedygtig pris.

Selv når Danmarks CO2-udledning renses for international transport (som reelt udføres for andre land) så er den danske CO2-udledning stigende i forhold til 1990 :

Når de sidste centrale kraftværker lukkes og fjernvarmeforsyningen omlægges til træ, stiger CO2-udledningen yderligere, i det afbrændingen af træ reelt øger co2-udledningen, da ophobningen kulstofbinderen træved nedsættes. Med den vej det Danske samfund har valgt vil vores reelle Co2-udledning i 2030 være betydelig større end i 1990.

Der er over de sidste 30 år brugt 350 – 400 mia. på Dansk energiteknologi og det har ikke hjulpet særligt. Det eneste som reelt har hjulpet, er ikke at tælle CO2 fra biomasse og importerede varer med i den samlede opgørelse. Men den reelle udledning er stigende. Det forfærdelige er jo at de mange møller, fjernvarme og energieffektivisering har ikke hjulpet da det ikke er blevet kombineret på den rigtige måde. Dette ville Future Energy koncept gøre ende på.

Elektrofuels anlæggene:

Mærsk har investeret i Green Hydrogen Systems https://www.soefart.dk/article/view/769275/maersk_investerer_150_mio_kr_i_dansk_brintproduktion  Firmaet skal industrialisere de nye Elektrofuel-systemer og skal høste de opnåelige rationalisering- og skaleringsfordele ved store anlæg.

I forlængelse af Rapporten om brintproduktion : http://xqw.dk/a2020/final_icct2020_assessment_of%20_hydrogen_production_costs%20v2.pdf (se specielt figur 6.1 og 6.1.2) er det som virkelig vægter for den endelige pris på elektrofuelen, antal årlige driftstimer og i særdeleshed prisen på strømmen som forbruges.  Derimod har installationspris og effektiviteten på anlæggene ingen eller kun en meget minimal betydning for den endelige pris på elektrofuelen.

Men som jeg vil redegøre for i det følgende, er det de rammevilkår Ptx-anlæggene kommer til at virke under, der har betydning for prisen på elektrofuelen, og de projekter Mærsk er tilknyttet se Link kommer aldrig til at levere store vedvarende mængder billig strøm, som jo netop er nødvendig for at kunne levere konkurrencedygtig elektrofuels - med mindre skatteyderne eller elforbrugerne kommer til at betale.  

Konklusion: Det eneste projekt der kan levere Mærsk store mængder 100 % fossilfri elektrofuels er Future Energy’ samlede systemkoncept og vi er klar til mod en leveringstale af metanol, at afholde alle omkostninger til at lave et sådant anlæg, og vi kan stille meget store økonomiske garantier over for Mærsk mht. leveringssikkerhed for den mængde, og den pris vi forpligtiger os til.

Puslespillet med elektrofuels, elforbrug og mange møller:

Regeringen og COWI vil installere 3 GW. møller sammen med energiøer og søkabler til omliggende Nordsølande, og der skal produceres elektrofuels på energiøerne. Samlet pris 210 mia. eller 70 mia. pr. GW. Projektet skal løbende udbygges til 10 GW møller og prisen stiger til 550 mia. når de nødvendige søkabler og udbygninger af energiøerne skal betales. Isoleret set vil anlæggene producere strøm til omkring 95 øre/KWh og markedsprisen er i øjeblikket omkring 30 øre/KWh.

For at få økonomi i projektet, er det regeringens mål at Nordsølandene skal betale for at bruge søkablerne til at transportere strøm imellem sig. 

Selv om der selvfølgelig er nogle skaleringsfordele, og HVDC-forbindelser vil også i fremtiden blive billigere, er det et samlet energisystem for Nordsølandene som ender med at producere meget dyr strøm, og langt over hvad elektrofuels anlæg kan betale hvis elektrofuelen skal være bare konkurrencedygtig til den fossile.   

Yderligere skal særlig Tyskland afsætte betydelige investeringer til interne netforstærkninger for at få strømmen ud i hele forbrugsledet. Dette hæver yderligere den samlede strømpris. Hvis man i fremtiden vil transportere strøm til vindfattige områder i Centraleuropa, kræves uoverstigelige netforstærkninger.

Men her stopper det ikke. I 2045 skal Tyskland være 100 % fossilfri. De fossilfrie backupkraftværker der findes (biomasse, affald, pump storage og Hydro) koster fra 10 – 55 mia./GW.

Ved en elektrificering af den tyske transportsektor, taler vi om et krav på 100 GW fossilfri backupkraftværker.  Ved en gennemsnits installationspris på 20 mia./GW er det en investering på 2000 mia. (12 – 15 øre/KWh plus brændsel og drift).

Det vil pga. prisen aldrig nogen siden kunne blive et energisystem, som kan forsyne landene med 100 % fossilfri strøm.

En anden omkostningsineffektiv løsning er det 1 GW elektrolyseanlæg som Copenhagen infrastructure partners planlægger i Esbjerg til 7,5 mia.

Overvejelserne går på en 2 GW møllepark i Vesterhavet :

En realistisk strømpris er efter min opfattelse 25 øre/KWh.

Med de fremtidige rammevilkår i Nordeuropa vil der blive perioder med usælgelig strøm og perioder med meget høje strømpriser. Dette medfører metanolpriser over 550 kr/MWh og ammoniak bliver endnu dyrere.

Hvis Mærsk skal erhverve konkurrencedygtig metanol (300 kr/MWh) skal strømprisen ned i niveauet 10 øre/KWh og den skal være tilgængelig i mange timer!!

Future Energy’ koncept:

Future Energy koncept kræver kystnære møller, termiske kraftværker som kan bygges om, med eksisterende højspændingsnet.

Konceptet perfektioneres ved hjælp ar mindre satellitkraftværker ved industrier, hvor produktionen kan veksle mellem strømbruger eller spilddamp fra kraftværkets el-produktion.

Her følger flere eksempler på storeskala produktion efter vores recept.

Drax Power 4 GW biomasse- og kulfyret kraftværk i Midtengland

Kraftværket producerer samlet 20 TWh/år strøm til 3,5 mio forbrugere i Midtengland..

Kraftværket bruger årlig 7,5 mio. ton træpiller produceret i USA og produktionen støttes massivt af offentlige tilskud. 

Future Energy’ løsning: Kraftværket opbygges nu med et 5 TWh termiske lager efter vores konfiguration og med 6 GW elektrolyse

De nuværende 10 GW damp kedler bygges om så de kan varme ind i det termiske lager og der bygges yderligere 4 GW affald og biomassekedler som varmer ind i det termiske lager. Samlet udbygges kraftværket yderligere med 6 GW dampturbiner yderligere så den samlede el-kapacitet er 10 GW.

Kraftværkets forsyningsområde og en ny møllepark i Nordsøen se

Kraftværket er nu opbygget med en samlet generatorydelse på 10 GW og 6 GW elektrolyse sammen med  18 GW møller i Nordsøen som kobles på kraftværket.

Områdets 3,5 mio. ton affald sammen med skovens, landbrugets og fødevareindustriens affald leverer samlet 30 TWh energi til kraftværket. 

Ved vindstille gennem længere tid kan kraftværkets nuværende træpillekedler startes op og yde 10 GW effekt ind i det termiske lager og det samlede anlæg kan yde fuld effekt til Midtengland gennem i 14 dage eller mere ved ringe vind.

Kystnære møller som f.eks. Anholt blåvandshug 1 og 2 kan via billige vekselstrøm sø- og jordkabler kobles på knudepunkter ved de termiske kraftværker. Efter min opfattelse vil konceptet kunne levere store mængder strøm til 25 øre/KWh. Ved brug af Future Energy’ koncept ender prisen på under 300 Kr/MWh for metanolen.

Kraftværket producerer 840.000 ton metanol hvor halvdelen kan gøre forsyningsområdets transport fossilfri og der er 420.000 ton. årligt til rådighed for aktører som Mærsk til under 300 kr/MWh.

Et andet eksempel Randers og Ringkøbing Skjern:

Møller koblet på et kraftværk ved Arla i Videbæk og et kraftværk på Randers Havn:

Havvindmøller i Vesterhavet og en udbygning af Anholt mølleparken har en samlet kapacitet på 3 GW.

Kraftværkerne interagerer med Arla’ produktion og Randers med DAKA’ produktion.

Den samlede anlægsinvestering for de 2 projekter er ca. 90 mia. og projektet er direkte sammenligning med regerings energiø til 210 mia. Yderligere kan synergien med det kulstofproducerende anlæg, muliggøre produktion af den billige metanol. Ydermere kan de 2 kraftværker levere 850.000 ton/år metanol pga. denne synergi med det kulstofproducerende anlæg, og der vil være 400.000 ton til rådighed for Mærsk årligt, efter regionerne endda er blevet 100 % fossilfri.

Elektrofuels sammen med vandproduktion sammen med store kraftværker:

Verdens varme lande ser en voldsom udbygning med afsaltningsanlæg.  Victorian Desalination Plant uden for Melbuerne https://www.aquasure.com.au/ til 5,7 Mia. A$ leverer 1/3 af byens drikkevandsbehov og anlægget aftager 90 MW strøm alle årets timer fra et nærliggende kulkraftværk.

Et dampdreven destillationsanlæg leveret af Alfa Laval Link som virker sammen med et kraftværk og som drives af kraftværkets spilddamp, koster under 1/10 af det elektrisk drevne anlæg i Melbourne for den samme kapacitet.

Den dualistiske samdrift med vandproduktionen giver mulighed for produktioner af store mængder elektrofuels når der udbygges kraftig med sol og vind.

Her ser man Sydaustralien hvor drikkevandsbehovet fra afsaltning de kommende år vil stige voldsomt. Området har enorme kulstofrige mængder affald og renseprodukter fra Landbrug og dette vil sammen med en udbygning ved sol og vind kunne give produktion af store mængder billig metanol. Meget mere end landet selv har brug for, og dermed også en kilde til at forsyne Mærsk:

Ander regioner med mulighed for stort overskud af elektrofuels:

Nildeltaet i Egypten og byerne i området giver rigtig gode muligheder for sol og vind. Området kan levere store mængder kulstofholdige affald og biomasse:

Umiddelbart vurderer jeg at der fra regionen vil kunne trækkes helt op til 300 mio. ton. metanol ud om året.

Det sydøstlige USA med store skovområder, store mængder affald fra byerne og meget landbrug og herunder med mange gamle kulkraftværker som kan ombygges, giver også gode muligheder for at kunne udrulle konceptet:

Brasilien:

Områder syd for Amazonas foregår en stor produktion af sukkerrør, hvis kulstofholdige rester sammen med en omlægning af landet til VE kan danne basis for store produktioner af metanol :

En fuldstændig omlægning af Sao Paolo til Fossilfri energiforsyning se

2000 Km2 solceller vil årlig yde 1600 TWh/år ved en dækningsgrad på 40%, og 6000 Km2 havvind vil yde 1900 TWh/år. Når regionens strømforbrug er dækket samtidig med at industrien elektrificeres, og det lokale behov for metanol er dækkes, vil der kunne trækkes ca. 166 mio. ton/år metanol ud af området f.eks. til rederi branchen.