8 spørgsmål som Folketinget må have svar på om klimaaftalen.
Klimaaftalen for energi og industri mv af 22 juni 2020 er vedtaget af et flertal i Folketinget. Regeringen erklærede, at aftalen var danmarkshistoriens hidtil største projekt, der ville gøre os til en førernation i den globale, grønne omstilling. Folketinget fik dog ikke leveret et tilstrækkeligt vidensgrundlag til at træffe vidtgående beslutninger. Et sådant vidensgrundlag har ellers længe været tilgængeligt uden at være bearbejdet og viderebragt til offentligheden. Forfatterne af denne artikel har derfor sat sig som faglig opgave at fremskaffe, bearbejde og fremlægge materiale, som vi selv ville have behov for, hvis det var os, (og ikke Regeringen) der skulle udarbejde et fagligt funderet beslutningsgrundlag til Folketinget om egentlige strategiske klimaplaner og klimahandlinger.
Der er især 4 områder, der må tages stilling til, inden klimaaftalen kan omsættes til vidensbaseret handling i de kommende år:
- Betydelig samvariation af vind og sol i Vesteuropa og konsekvenser heraf for Danmark
- Behov for dansk back-up kapacitet til vind og sols ustabile og varierende energiproduktion
- Ringe effektivitet og store omkostninger ved at producere kemiske produkter på basis af ustabil og varierende elproduktion fra vind og sol
- Økonomi og rentabilitet
Forfatterne til denne artikel har baggrund i livslangt arbejde med forskningsledelse af store nationale projekter om klima- og arbejdshygiejne samt opbygning og drift af virksomheder inden for kemisk industri. Med disse erfaringer og adgang til offentligt tilgængelige data om vejr og om vindmøllers og solcellers elproduktion mv. er fra oktober til december 2020 publiceret 4 artikler tilgængelige her.
For god ordens skyld skal nævnes, at forfatterne ikke er principielle modstandere hverken af vindmøller eller solceller som en del af dansk energiproduktion under den grønne omstilling. Men omstillingen bliver ikke vellykket ved blot at satse på bygning af flere og flere vindmøller og solceller med voldsomt varierende, vejrafhængig, ustyrlig elproduktion-bortset for muligheden for altid at kunne sætte møllerne i stå. Behovet er at optimere møllers og solcellers antal, så det bliver muligt at opnå et forsyningssikkert samspil med med back-up i stabil og styrbar elproduktion.
Herefter gennemgang af 4 væsentlige områder af betydning for klimaaftalen. Hvert område er beskrevet, således at det kan forstås og læses uden behov for at læse de øvrige afsnit. Derfor er der enkelte gentagelser.
- BETYDELIG SAMVARIATION AF VIND OG SOL I VESTEUROPA OG KONSEKVENSER HERAF FOR DANMARK
Forfatterne har vist og publiceret, at vejr og vind i Vesteuropa i betydelig grad samvarierer, således at høj produktion af fx dansk vind-el ofte sker samtidig med høj produktion af vind-el i de omliggende lande især Sverige og Tyskland. Tilsvarende gælder for perioder med vindstille eller lav produktion af vind-el.
Den tysk/hollandske organisation Tenne T giver udførlig information om de europæiske elsystemer.
På Basis heraf kan man fremstille graferne 1 og 2 nedenfor.
I 2019 varierede vind- + solkraft sammenlagt i Polen, Tyskland, Frankrig og Spanien imellem 5 og 85 GW med en middelværdi på 33 GW. Landenes kernekraftydelse varierede mellem 37 og 73 GW med en middelværdi på 58 GW. Kernekraft ydede dermed 1,8 gange så meget som vind+sol. Kernekraft kan variere med behovet, men vind og sol varierede ukontrollabelt fra næsten ingenting til ca. 1,5 gange Tysklands gennemsnitlige elforbrug.
Det må erkendes at variationerne er betydeligt mere regelmæssige om sommeren end i vinterhalvåret. Dette skyldes at solenergien nu en gang følger solen. Men det bevirker til gengæld at Spanien kan glæde sig over 3 gange så meget solenergi i juli som i december, i Tyskland er forskellen 7 gange og i Danmark leverede solcellerne i juni 2020 14 gange så meget energi som i januar.
Figur 2 viser, at ideen om en europæisk supergrid til udjævning af forskellene i vind-og solkraft fra land til land ikke synes bæredygtig.
I 2019 varierede den danske variable energi (eller rettere effekt) mellem 0,006 og 5,7 GW. Tilføjer vi 12 GW havvindkapacitet kan variationen forudses at ligge mellem ca. 0 og ca. 18 GW med gennemsnit på ca. 8 GW. Det danske elforbrug varierede mellem 2,1 og 6,1 GW med et gennemsnit på 3, 9 GW.
Mulighederne for at eksportere el til Tyskland i blæsevejr er stærkt begrænsede. I 2019 måtte Tyskland selv eksportere 1/3 af sin varierende energi (VE), især, når det blæste. Den tyske systemoperatør TenneT betalte i 2018 og 2019 for nedlukning af henholdsvis 2,5 og 2,75 % af den samlede danske vindproduktion. I 2018 betaltes 190 millioner kr. I 2020 blev der betalt 540 millioner kr. til danske el-aktører for at stoppe elproduktionen eller øge elforbruget. Dansk vindmølleindustri er ikke stolte af den usælgelige overproduktion af el og benævner en sådan stilstand for ”nedregulering” eller” specialregulering”.
Norge plus Sverige har et gennemsnitselforbrug på ca. 30 GW. I dag klares en stor del af Danmarks behov for import af el mest ved brug af norsk og svensk vandkraft-el. Norsk+svensk+dansk vindkraft varierede i 2019 mellem 0,2 og 14 GW med en gennemsnitsydelse på 4,6 GW.
Det er svært at forestille sig, at der er udenlandsk kapacitet til at øge den nødvendige danske elimport, når vi udbygger med 12 GW vindkraft. Det er derfor nødvendigt, at de danske ansvarlige el-myndigheder sikrer sig, at Sverige og Norge kan og vil være back-up til eller aftagere af en fremtidig væsentlig større dansk varierende energiproduktion. Denne vil variere mellem ca. 0 og ca. 18 GW, eller endnu mere, såfremt der bygges danske solceller i stor stil. Dette sker samtidig med, at både Norge og Sverige udbygger deres egen vindmøllekapapacitet og derfor selv får mere brug for egne reguleringsmuligheder.
Det fælles produktionsmønster betyder, at de fleste lande i Nordvest-Europa samtidig vil få behov for enten salg eller køb af el med deraf følgende meget varierende priser i afhængighed af vejrforholdene.
SPØRGSMÅL 1: Er den fremtidige store danske udbygning med især vind og sol sikret med langtidskontrakter til supplement af EU`s forpligtelse af den tyske netoperatør til at øge kapaciteten af elhandelen med Danmark. Hensigten skulle være at sikre samme gode back-up mulighed som i dag men i større format for at få opfyldt vort voksende behov for dansk back-up og regulering? Eller må Danmark regne med selv at skulle klare den nødvendige store udbygning af back-up?
SPØRGSMÅL 2: Giver det overhovedet mening i stor stil at planlægge stor udbygning af internationale kabelforbindelser og bygge energiøer førend man kender svarene på ovenstående spørgsmål?
- BEHOV FOR DANSK BACK-UP KAPACITET TIL VIND OG SOLS USTABILE OG MEGET VARIERENDE ENERGIPRODUKTION
Vi har i dette afsnit forudsat, at Danmark selv må klare en væsentlig del af den nødvendige back-up.
Danmark har valgt at udbygge sin fremtidige energiforsyning med ”varierende energi” (VE) i form af især vind- og solenergi. Det hidtil anvendte officielle udtryk ”vedvarende energi” er dog direkte misvisende. Vind og sol er absolut ikke vedvarende. Realiteten i dagligdagen er, at begge varierer meget i styrke og endda helt ophører i perioder. Omliggende lande navngiver da også helt rigtigt vind- og solenergi på svensk som: förnybar, på tysk: erneubar og på engelsk :renewable, dvs at denne energi ikke er vedvarende, men at den genoplives efter bortfald. I korrekt dansk sprogbrug betyder vedvarende at være uden afbrydelser eller ophold.
Indtil september 2020 offentliggjorde Energinet.dk time for time udførlige data for danske elproduktion, forbrug, samhandel med nabolandene og meget andet. Kurverne nedenfor viser vindkraftens andel af forbruget og er udarbejdet på basis af disse tal.
Den røde kurve skulle ligge på værdien 100, hvis denne el skulle kunne bruges direkte i vore stikkontakter og dække hele vort forbrug. Det kan den ikke, da det er en meget ustabil el-produktion. Hverken vindmølleindustrien og dens fortalere gør imidlertid rede for, hvordan og til hvilken pris den nødvendige back-up og de tilhørende betydelige udbygninger af elnettet kan tilvejebringes. Øger vi vindkraften fra i gennemsnit ca. 2 GW til i gennemsnit ca. 8 GW bliver behovet for back-up og netudbygning ikke mindre, men stiger derimod tilsvarende.
Januar til september 2020 var det gennemsnitlige elforbrug 4055 MW og den gennemsnitlige produktion af vindproduceret el 1843 MW, svarende til ca. 45% af forbruget. De nedenstående figurer 5-7 illustrerer problemet på en anden måde.
Figur 5 viser, at i 50 % af tiden er vindydelsen under 42% af gennemsnitsydelsen. Indretter vi et forbrug svarende til vindkraftens gennemsnitsydelse vil der også en meget stor del af tiden være brug for en meget stor back-up.
Figur 6 viser vindkraftens andel af forbruget i de 720 timer (30 dage), hvor vindkraften yder mest. Den yder mere end forbruget det meste af denne tid.
Figur 7 viser vindkraftens andel af forbruget i de 720 timer (30 dage) med den laveste vindkraftydelse. Man kommer op på knap 8% (otte %)!
Det vil være umuligt for danske forbrugere at tilpasse deres elforbrug til en sådan meget varierende produktion
I 2019 ydede landmøllerne i gennemsnit 26 % af deres nominelle kapacitet, havmøllerne 42% og møllerne i alt 30%. Nye havmøller ligger tæt på 50% kapacitetsudnyttelse, men udnyttelsen synes at falde mærkbart med alderen.
Denne ustabile elproduktion varierer både på kort og langt sigt. El fra vindmøller og solceller kan derfor ikke sendes direkte til stikkontakten. For at opnå forsyningssikkerhed 24/7 må vindmøller og solceller have tilknyttet et stort teknisk støtteapparat (back-up anlæg) som kan overtage vind og sols elproduktion, når denne mangler eller ikke er tilstrækkelig. Ved anvendelse af vind og sol som energikilde til nationalt brug, er behovet derfor et ekstra el-produktionsanlæg med samme kapacitet som vind og solproduktionen og med en evne til umiddelbart at overtage disses manglende elproduktion, når vind og sol ændrer sig, hvilket ofte sker med stor hast. Den hastigste forøgelse i vindkraften konstateret i 2019 var +941 MW per time og den hastigste aftagen var -888 MW per timer. Dette har vore systemer kunnet klare, men det må være på sin plads at spørge, hvordan det ville gå ved en 4 gange større vindkapacitet.
Hidtil har vi kunnet klare os fint med back-up især fra vore 6 termiske kraftværker og gode muligheder for import af el. Dette vil ikke længere være tilfældet, når vi udbygger med 12 GW havvind. I fremtiden må vi derfor regne med selv at skulle opbygge tilstrækkelig back-up kapacitet. Flere vindmøller og solceller betyder samtidig endnu mere back-up! Alle taler om at bygge vindmøller og solceller og om prisen herfor, som er lav. Ingen taler om at bygge det nødvendige ligeså store back-up anlæg og om den nødvendige udbygning/ændring af elnettet, som tilsammen må forventes at koste omtrent det samme som vindmøllerne og solcellerne.
Såfremt man i stedet havde ønsket at anvende stabile CO2-fri energikilder som fx geotermi, vandkraft og kernekraft, ville et stort back-up system ikke være nødvendigt!
SPØRGSMÅL 3: Hvornår og hvordan forestiller man sig, at gennemføre udbygningen af dette nødvendige store støtteapparat i form af back-up af nær samme kapacitet som den samlede elproduktion fra vindmøller og solceller samt den tilsvarende nødvendige udbygning af elnettet? Hvem skal være ansvarlig herfor og for disse anlægs financiering og drift?
SPØRGSMÅL 4: Hvornår og hvordan skal vore 6 termiske kraftværker udbygges eller suppleres af flere tilsvarende værker for at klare en del af denne opgave?
- RINGE EFFEKTIVITET OG STORE OMKOSTNINGER VED AT PRODUCERE KEMISKE PRODUKTER PÅ BASIS AF VARIERENDE EL-PRODUKTION
Der er her mange muligheder, men vi koncentrerer os om brint og PtX.
1 BRINT
Brint kan fremstilles ved elektrolyse af vand og processen fungerer godt ved konstant elforsyning. Der er ikke tilsvarende stor erfaring med ustabil og stærkt varierende elforsyning fra vindmøller og under stordrift. Selve elektrolysen til fremstilling af brint er ganske effektiv med 45 kWh/kg brint, hvilket svarer til et udbytte på 88% af det teoretisk mulige. Ved afbrænding af brint vil man i praksis dog ikke få 88 % men væsentlig mindre tilbage.
Der kunne være behov at anvende en del af vindmøllernes elproduktion til produktion af brint, når vindkraften er højere end gennemsnittet. Omvendt kunne man ved lavere vindkraft end gennemsnittet brænde oplagret brint af for at producere vanddamp til drift af elproducerende dampturbiner.
På basis af en fremtidig gennemsnitlig vind- og sol- produktion af el på ca. 8 GW og et gennemsnitligt 3-4 GW udtag til reservoir vil dette efter elektrolysetabet ved brintproduktionen være reduceret til ca. 2,6 GW. Disse vil videre blive yderligere reduceret ved udtag til elproduktion, hvor selv en god gasturbine kun kan omdanne 29% af brintens energi til el. De lagrede 3-4 GW er i denne proces blevet reduceret til 0,76 GW. Der er således kun 25% af det oprindelige el-udtag tilbage til brug i de danske stikkontakter
Hvis man med et sådant system skal sikre sig ikke blot ved gennemsnitlig vindkraft, men også i perioder med ingen eller lavere vind, må man have et brintlager 5,4 TWh hvilket er ca. 1/6 del af, hvad de meget store svenske vandkraftmagasiner rummer af energi. Dette svarer til et brintlager på 120.000 tons brint.
Ved afkøling til ca. -250 gr.C bliver brint flydende og kan opbevares trykløst i en velisoleret beholder. Denne skal have et rumfang på ca. 1,7 mio. kubikmeter. En terningformet beholder hertil vil have en kantlængde på ca. 120 m. Der vil være god plads til såvel stående som liggende københavnske rådhustårne på 105m i den beholder!
Komprimeres brinten i stedet til et tryk på 80 bar, som anvendes i naturgasnettet, ville reservoiret skulle rumme 18 millioner kubikmeter. En terningformet beholder hertil vil have en kantlængde på 260 m og en kugleformet trykbeholder ville få en diameter på 325 m.
Ingen af de beskrevne beholderkrav er praktisk realiserbare, men beskriver vigtige problemstillinger ved reservoirer til brint.
1 POWER TO X TECHNOLOGY (PtX)
Såfremt der først og fremmest er sikret tilstrækkelig brint til opretholdelse af forsyningssikker dansk elforsyning, kan man begynde at tænke på at anvende overskydende brint til fremstilling af kemiske produkter. PtX angives at kunne give os flydende brændstoffer i store mængder ved at lade C02 reagere med brint til dannelse af fx metanol eller andre kemiske stoffer. Det sker ved velkendte processer, der har været behersket i teknisk målestok i mere end 90 år. Det nye er, at man i stedet for at fremstille brinten og kuldioxiden ud fra kul, olie eller naturgas forestiller sig, at den ustabile, stærkt varierende vind- og solproducerede el kan anvendes til brintfremstilling, og at man – med et betydeligt energiforbrug – kan ekstrahere kuldioxid fra skorstensrøg.
Teoretisk vil energiforbruget hertil svare til 1/4 af benzinens energiindhold. I praksis naturligvis betydeligt mere.
Reaktionen mellem brint og kuldioxid forudsætter høje tryk og temperaturer. Enhver kemiingeniør vil vide, at sådanne procesbetingelser forudsætter stabil drift.
Dvs. stabil og jævn forsyning af brint, kuldioxid, elektricitet til drift af fabrikkens maskiner, og varmeforsyning i form af damp. Kravene til et brintlager vil være sammenligneligt med det ovenfor nævnte. Altså helt umulige.
Så energiforbrugene til fremstilling af kuldioxid, kompressorer eller kølemaskiner til opbygning af brint- og måske kuldioxidlagre, damp til drift af destillationskolonner, elektricitet til drift af PtX fabrikkens pumper og kompressorer etc. vil ende med ikke at være meget mindre, måske endda større end energiindholdet i den producerede benzin.
Helt overordnet tilsiger 90 års erfaring, at man højest vil kunne få ¼ af den indsatte brint omdannet til benzin. Så har vi 6 GW elektricitet til rådighed vil vi højst kunne opnå 0,88*0,25*6 = 1,32 GW benzin ud af PtX fabrikken
Dansk vejtransport havde i 2019 et energiforbrug på 164 PJ svarende til 5 mio. kubikmeter benzin. Med dagsprisen på benzin i Rotterdam modsvarer dette 11 mia. danske kr/år.
Vindmøllernes ydelse opgives i GW, og dividerer vi vejtransportens 164 PJ med antallet af sekunder per år, får vi også dette forbrug udtrykt i GW så vi kan sammenligne med vindmøllernes ydelse. Og vi finder tallet 5,2 GW. (Gigawatt = 1 milliard Joule/sekund)
Den tænkte PtX fabrik ville med 12 GW ekstra havvindkapacitet med en forventet gennemsnitsydelse på ca. 6 GW i bedste fald vil kunne producere 1,3 GW benzin sv. til en markedsværdi på knap 4 mia. kroner pr. år.
Det vil koste 250-300 mia. kroner at etablere disse 12 GW havvind og levetiden vil være ca. 30 år. Med en forrentning på fx 4% pro anno vil alene kapitaludgiften være 14 mia. kroner om året. Sænkes renten til 2% p.a. falder kapitaludgiften 11 milliarder kr/år. Dette kan ikke rokke ved konklusionen. Og da slet ikke hvis vi også medregner mølleparkens driftsomkostninger, iflg. IEA 90 kr/MWh svarende til 4,7 milliarder kroner per år.
Hertil kommer alle de andre udgifter til ledningsnet, anlæg til lagring af brint, fremstilling og transport og muligvis lagring af kuldioxid. Selve PtX fabrikken og drift af denne.
Det er ikke ulejligheden værd, at udarbejde et overslag over de mange øvrige udgifter. Alene mølleomkostningen viser projektets umulighed.
SPØRGSMÅL 5: Har kompetente fagfolk udarbejdet overslag over de nødvendige mængder brint, der skal oplagres til brug for elproduktion, når der mangler el produceret af vind og sol?
SPØRGSMÅL 6: Hvad er prisen for anlæg og drift af de relevante PtX processer og for det nødvendige transportsystem til kunderne?
- ØKONOMI OG RENTABILITET
I klimaaftalen er der mange detaljerede overvejelser om tilskud og puljer til forskellige aktiviteter på mange områder og der luftes en del tanker om rentabilitet. Der savnes imidlertid overordnede strategiske overvejelser. Derimod er der i de økonomiske overvejelser indbygget mange detaljerede og delvist uforståelige anvisninger om rentabilitet. Eksempler herpå skal kort gennemgås.
Om energiøerne står direkte: ”Det er en betingelse for projekterne, at de er rentable”. For havvind generelt: ”at havvind fremadrettet så vidt muligt skal være markedsdrevet uden offentlig støtte”. Senere fastslås, ”at det drejer sig om en overgang til markedsdrevet udbygning af solceller og landvind” og at ” landvind og solvind er de billigste grønne teknologier til rådighed på markedet i dag” samt ”Udbygningen vurderes snart at kunne ske på markedsvilkår”. Endelig ” at udligningsordningen, der dækker netselskabernes omkostninger forbundet med tilslutning af VE-anlæg og efterfølgende nettab, drift og vedligehold, afskaffes fra 2023 og frem” og en ændring af Energinets kompensationsforpligtelse: ” Tiltagene skal bla dække netselskabernes og Energinets omkostninger i forbindelse med udbygningen af vedvarende energi, som hidtil har været dækket af udligningsordningen. Ændringerne vil understøtte, at en større del af omkostningerne i nettet, som vedvarende energi giver anledning til afholdes af producenterne selv”.
Under henvisning til ovenstående tør man roligt påstå, at det er absurd at tale om traditionel beregning af rentabilitet i forbindelse med udbygning af vindkapaciteten. Der er betydeligt rum til forbedringer! For at skabe sammenhæng og forståelighed er der behov for rådgivning af fagligt stærke økonomer og revisorer.
Videre ville det være formålstjenligt at studere de canadiske erfaringer gennem mere end 10 år med inkorporering af vind- og solenergi i deres traditionelle elforsyning. Hver canadisk provins er vidtgående uafhængig og hver har derfor haft sin egen politiske og tekniske tilgang til denne proces. I 2019 har deres Fraser Research Institute gennemgået resultaterne heraf og meget kort skal nogle væsentlige resultater beskrives.
Den direkte elprodution ved roden af vindmøller og solceller er absolut billig. Men selv en tilstrækkelig kapacitet af disse anlæg sikrer oftest kun elforsyning nogle timer i døgnet i afhængighed af vejret. De canadiske brugere kræver imidlertid forsyningssikkerhed og det har vist sig at være kompliceret, dyrt og med betydelige miljømæssige ulemper at opnå en tilfredsstillende kontinuerlig og forsyningssikker elforsyning baseret især på vind og sol. Der kræves opbygning af enten ny back-up kapacitet til at forsyne i de perioder, hvor vind/sol ikke er tilstrækkeligt leveringsdygtige eller en tilsvarende udvidelse af kapaciteten på de traditionelle kraftværker. Da vejret ofte skifter hurtigt må både den varierende og den traditionelle elproduktion ofte på samme tid køre med nedsat kapacitet. Dette er kostbart i både anlæg og drift. Endvidere kræves der udvidet kapacitet og ændret konfiguration af elnettet.
Den billige pris på el fra vindmøller og solceller resulterer derfor paradoksalt nok i større regninger til elforbrugerne og skatteyderne end ved tradtionel elforsyning.
SPØRGSMÅL 7: Kan klimaplanens luftige formuleringer om økonomi og rentabilitet tjene som retningslinier for solide økonomiske beregninger af omkostningerne ved bygning og drift af den ønskede danske el-infrastruktur?
SPØRGSMÅL 8: Hvordan forestiller man sig at beregne prisen for dansk el på en måde, hvor alle udgifter- også til det aldrig beskrevne nødvendige back-up system og den nødvendige udbygning/modification af elnettet- er medregnet? Og på en måde som er umiddelbar forståelig?
AFSLUTNING
Når man fra ”helikopterhøjde” ser på udviklingen af den danske grønne omstilling er der adskillige forhold, der må beskrives som suboptimale.
Fra første færd er det en grundlæggende fejl eller måske endda en fatal brøler, at man såvel officielt og i vindmøllekredse over for befolkningen i modsætning til de omliggende lande konsekvent har defineret vind- og solenergi som ”vedvarende energi”. Der har helt manglet oplysning om, at begge energiformer faktisk er ”varierende energier” dvs. ustabile, meget varierende energikilder, der ikke alene kan yde en forsyningssikker national elforsyning. Begge kræver opbygning af store back-up anlæg og stor udbygning/ændring af elnettet.
Reelt betyder den planlagte store satsning på udbygning med især disse to energiformer, at det er nødvendigt at opbygge et ekstra elproducerende system (back-up) samt udvidelser og ændringeren større af elnettet i Danmark. Det skyldes, at der ikke er sikret den langt større import af el, der sammen med udbygning af vore 6 eksisterende termiske kraftværker ville kunne give Danmark en uændret høj forsyningssikkerhed med el i stikkontakten 24/7. Så længe vi ikke er sikret en større elimport, må vi selv udbygge back-up kapacitet. Det medfører den ulempe, at såvel vind-sol som deres back-up fra de termiske kraftværker hele tiden må være i samtidig nedsat drift, da de hurtigt skal kunne reagere ved de ofte meget hurtige ændringer i vind og sols elproduktion. Dette betyder en uøkonomisk drift af alle anlæg oven i den større samlede anlægsudgift. Havde man valgt at udbygge med stabile C02-fri energikilder som vandkraft (dog ikke så aktuelt i det flade Danmark), geotermi eller kernekraft ville der ikke være behov for store back-up anlæg.
De fremlagte planer om at bruge eloverskud til produktion af brint og PtX mangler først og fremmest en faglig gennemgang af problemerne med store energitab ved de forskellige processer, med muligheden for gennemførelse med ustabil og stærkt varierende elproduktion fra vind og sol og med det store omfang af de nødvendige lagerfaciliteter.
På det økonomiske område mangler en kvalificeret faglig gennemgang af påtænkte anlægs- og driftudgifter til supplement af de nuværede svært forståelige luftige betragtninger.
På basis af sådanne supplerende faglige analyser og analyser af andre især canadiske erfaringer gennem de sidste 10 år, skulle det være muligt at opnå en mere optimal mix af forskellige energiformer med en langt lavere økonomisk belastning af såvel elbrugere som skatteydere.
Ib Andersen, dr.med, klimahygiejniker
Søren Kjærsgaard, civilingeniør
