Power to X refererer til en tilgang, hvorigennem elektrisk energi, genereret på et fjerntliggende sted, bruges på en industriel installation i nærheden af ​​produktionsanlægget. Industrianlægget kan være en installation, der omdanner den elektriske energi til et energilagringsmedium såsom grøn ammoniak eller grøn brint, der så kan fragtes til andre områder til brug. Energien kan også bruges til at drive en energikrævende industriel proces såsom aluminiumssmeltning. Aluminiumssmelterapplikationen diskuteres på denne side: 680 MW-projekt med terrasser til at drive aluminiumssmelter . Anvendelsen af ​​grøn brint og grøn ammoniak er diskuteret nedenfor.

Opbygning af en HVDC Powerline fra Grønland til det sydlige Canada er diskuteret nedenfor. Det er en anden rentabel alternativ metode til at udnytte strømmen fra det 2250 MW vandkraftprojekt. Fordelen ved de andre Power to X-projekter er, at de ikke kræver det omkostningskrævende højspændingstransmissionssystem over lange afstande.

HVDC Powerline fra Grønland til det sydlige Canada

High Voltage Direct Current (HVDC) krafttransmissionssystemer, herunder både undersøiske og overheadsystemer, er i kommerciel brug i Europa og Asien. En +-600 kV højspændings jævnstrømstransmissionsforbindelse vil føre strøm fra kraftværket. Dette segment bruger +-600 kV, fordi det er den maksimale spænding, der kan transmitteres via undersøiske kabler på nuværende tidspunkt. Linket har en kapacitet på 2,25 GW. En luftledning vil køre mod vest fra Tasersiaq-værket i 95 km til Grønlands vestkyst nær bygden Maniitsoq. Den vil derefter fortsætte som en ubådsforbindelse over Davis-strædet i vestlig retning i en strækning på 615 km. Dette ubådssegment vil ende ved den østlige kyst af Baffin Island på et punkt cirka 50 km sydøst for Kipisa, Canada. Derfra fortsætter en luftledning i 335 km til et punkt på den sydlige kyst af Baffin Island nordøst for Strathcona-øerne. Fra dette punkt krydser et andet undersøisk kabel Hudsonstrædet, en afstand på 130 km, til Quebecs nordlige kyst ved et punkt 80 km nordvest for Kargiqsujuaq. En luftledning fortsætter derefter sydpå yderligere 1950 km til Quebec City Canada. Denne sektion går sydpå til et punkt nær La Grange-4-generatorstationen i Hydro-Quebec James Bay-projektet. Derfra vil det følge samme rute som linjerne i Hydro-Quebec-systemet til Quebec City, hvor det vil afslutte. Transmission ud over dette punkt vil distribuere strøm til engroskunder i det østlige Canada og det nordøstlige USA. Hele ruten vil dække cirka 3.125 km inklusive 745 km søkabel og 2380 km luftkabel. 

Ubådssegmentet ligner Western HVDC Link, et operationelt system, der forbinder Skotland og Wales.  [37] Overheadsegmentet ligner to operationelle forbindelser i Brasilien kendt som Bele Monte Bipole I og II. [38]

Det er blevet rapporteret, at linjetabene for den vestlige HVDC-forbindelse er mindre end 3 %. Dette kan opdeles i et tab på 1,5 % for ombygningerne og 1,5 % for linjetabene på den 385 km lange ubådslinje. Medregnet Tasersiaq-ubådslinjens længde på 745 km, vil de forventede samlede tab være 5%. 

Samlede tab på +-600kV overhead segmentet forventes at blive i alt 7%.   

HVDC-forbindelsesomkostninger for 2.250 MW-projekt til Quebec City

Det undersøiske kabel til den 386 km lange Western HVDC Link kostede 800 millioner euro, og resten af ​​projektet inklusive konvertere kostede 300 millioner euro. [39] Indregning af inflationen i eurozonen fra 2012 til 2023 på 1,28, justering for længden på 745 km og konvertering fra euro til $ med den nuværende kurs på 1,07 $ pr. euro, giver et estimat på 2,53 milliarder $ for de undersøiske forbindelser.   

De overliggende transmissionslinjesegmenter ligner Belo Monte Bipole II-forbindelsen i Brasilien. [38] Denne UHVDC overliggende transmissionsforbindelse strækker sig over 2539 km. Forbindelsen til dette projekt vil bruge samme +-600 kV som den undersøiske forbindelse. For disse overheadsegmenter vil kun omkostningerne til elledningerne og ikke omformerne blive indregnet i estimatet. Konverterne estimeret med de undersøiske segmenter tjener også til de overliggende segmenter. Den rapporterede pris på Belo Monte Bipole II-forbindelsen var $2,14 milliarder. Korrigering for 2017-2023 inflationsfaktor på 1,26, en linjelængde på 2380 km, og fratrækning af en estimeret konverteringsomkostning på $0,41 milliarder giver en estimeret omkostning for overheadsegmenterne på $2,12 milliarder. Så de samlede forventede transmissionslinjeomkostninger for at overføre 2.250 MW fra Tasersiaq Lake til Quebec City Canada er $4,7 milliarder.

 Et estimat for transmissionslinjedrift og vedligeholdelsesomkostninger præsenteret i 2021-transmissionsomkostningsrapporten fra den australske energimarkedsoperatør anslår, at drifts- og vedligeholdelsesomkostninger for et transmissionsprojekt er 1 % pr. år af de samlede kapitalomkostninger. [40] Estimatet på 1 % giver en årlig driftsomkostninger på 47 millioner dollars om året. Hakan Acaroglu et al [41] anslår, at de kombinerede drifts- og vedligeholdelsesomkostninger for transmissionslinjen og omformere er 0,4 % om året af kapitalomkostningerne for et undersøisk kabel og 1,6 % af kapitalomkostningerne for en lufttransmissionsledning. Den anden tilgang giver et estimat på $10 millioner for søkablet O&M og $34 millioner for O&M af lufttransmissionslinjen, for i alt $44 millioner om året. Et tredje estimat af Zhi Qiang Zhao et al. [42] giver en vedligeholdelsesgrad på understationer på 2,0 % og en linjevedligeholdelsesgrad på 1,5 % for et luftkabel. Dette ville give et gennemsnit på 1,7 % for HVDC-luftledningsdelen af ​​forbindelsen eller $36 millioner for den årlige vedligeholdelse af luftledningen. Baseret på disse tre estimater vil en årlig O&M-omkostning på $44 millioner blive anslået for de kombinerede krafttransmissionsforbindelser. 

Kun en mindre del af det samlede transmissionsledningsanlæg vil finde sted i Grønland. Andelen af ​​indsatsen i Grønland er estimeret til 5 % af de samlede projektomkostninger. Der vil blive bygget en HVDC-konverterstation ved kraftværket, og en overliggende HVDC-strømledning vil blive ført til Grønlands kyst. Baseret på dette estimat og forudsat at 50 % af omkostningerne er til arbejdskraft, er det estimeret, at elledningspersonalet i Grønland vil være ca. 350 personer i den 5-årige byggeperiode.

Levelized Cost of Electricity (LCOE)

De udjævnede energiomkostninger (LCOE) giver en målestok, der gør det muligt at sammenligne de relative omkostninger ved energi fra forskellige kilder. Det afhænger af niveauet af produceret energi, den samlede produktionsperiode, kapitaludgifter, kapitalomkostninger og omkostninger til projektvedligeholdelse. National Renewable Energy Laboratory (NREL) tilbyder en lommeregner til beregning af LCOE. [36] Til dette projekt bruges følgende input.

Dette skøn er udarbejdet for projektet, der producerer 2.250 MW el. LCOE-estimater præsenteres for omkostningerne til elektricitet ved kraftværkets output og også for elektricitet leveret via HVDC-strømledninger til Quebec City, Canada.

LCOE for 2.250 MW-projekt

Indgange til NREL LCOE-beregner	Hos Power House uden strømledningsomkostninger inkluderet	Inklusive strømledningsomkostninger til Quebec City
Projektperiode (år)	40	40
Rabat (%)	5	5
Kapitalomkostninger ($/kW)	1822	4400
Kapacitetsfaktor (%)	.95	.95
Faste driftsomkostninger ($/kW-år)	48	76
Simple udjævnede omkostninger til vedvarende energi ($/kWh)	.019 $/kWh	.040 $/kWh

Konverter energi til grøn brint

Der bliver i øjeblikket brugt stor opmærksomhed og offentlige midler på udvikling af grøn brintteknologi og infrastruktur. Der er dog i øjeblikket ingen store tankskibe, der kan transportere flydende H2 eller komprimeret H2 ved 700 bar. Manglen på teknisk modenhed eller kommerciel modenhed i H2-teknologier, kombineret med ineffektivitet og høje omkostninger i kæden af ​​konverteringer fra elektricitet til H2, forsendelse af H2 og forbrænding af H2 gør valget af grøn brint til et ekstremt højrisikoforslag på dette område. tid. Dette kan ændre sig, men tidshorisonten for modenhed af den grønne brintøkonomi er for lang til at blive taget seriøst i betragtning for dette projekt.  

Konverter energi til grøn ammoniak

En væsentlig afvejning i designet af Tasersiaq Lake-projektet er mellem brugen af ​​en højspændings-jævnstrøm (HVDC)-strømledning til at overføre elektrisk strøm til USA versus konverteringen af ​​den elektriske strøm til grøn ammoniak og forsendelsen af ​​ammoniakken med tankskib til USA eller Europa. 

Ammoniak er en vare, der er meget udbredt i industrielle processer og landbrug. Markedet er veletableret. Store transportfartøjer til forsendelse af ammoniak er bredt tilgængelige.

Omkostningerne ved at producere grøn ammoniak og sende den til USA eller Europa gør det dog i øjeblikket ikke-konkurrencedygtigt med ammoniak produceret ved hjælp af naturgas. En analyse i sektionen Green Ammoniak Cost, der følger, viser, at omkostningerne ved leveret grøn ammoniak produceret i dette projekt vil koste i intervallet $351 til $391 pr. ton. Se appendiks E for detaljer.

Desværre er disse grønne ammoniakomkostninger væsentligt højere end de rapporterede omkostninger for ammoniak fremstillet af naturgas. Omkostningerne ved at producere ammoniak fra naturgas til en naturgaspris på 3,00 USD pr. MMBtu er cirka 220 USD pr. ton uden CO2-binding eller 300 USD pr. ton med CO2-binding. [43]

Da Tasersiaq Hydro-konceptet, der anvender HVDC-strømledninger, tilbyder en meget konkurrencedygtig udjævnet elektricitetsomkostning (LCOE), og da tilgangen, der bruger elektricitet til ammoniakkonvertering, ikke er konkurrencedygtig, er det klart, at konceptet, der leverer elektricitet til Quebec over HVDC-strømledninger, tilbyder en bedre mulighed for lønsomhed.

Citater og links

36. National Renewable Energy Laboratory, US Department of Energy, Levelized Cost of Energy Calculator   Levelized Cost of Energy Calculator | Energianalyse | NREL

37. Linjetab Vestlig HVDC-forbindelse     Storbritannien – Siemens for at øge kraftoverførselskapaciteten mellem England og Skotland (archive.org)

38. Belo Monte-Rio de Janeiro UHVDC-transmissionsprojekt Belo Monte-Rio de Janeiro UHVDC-transmissionsprojekt – NS Energy (nsenergybusiness.com)

39. Prysmian Group News release, Prysmain sikrer det højeste værdi kabelprojekt nogensinde tildelt, 16. feb 2012,  en_2012-Highest-value-contract.html | Prysmian Group

40. 2021 Transmission Cost Report, Australian Energy Market Operator, August 2021 Para 2.4  transmission-cost-report.pdf (aemo.com.au)

41. Hakan Acaroglu, Fausto Pedro Garcia Marquez, En livscyklusomkostningsanalyse af højspændingsjævnstrømsudnyttelse til solenergisystemer: Casestudiet i Tyrkiet, Journal of Cleaner Production, bind 360, 1. august 2022, 132128, tabel 3.2 og 3.5  En livscyklusomkostningsanalyse af højspændingsjævnstrømsudnyttelse til solenergisystemer: Casestudiet i Tyrkiet – ScienceDirect

42. Zhi Qiang Zhao et al., Research on the Economy of UHVDC Transmission under the Background of Global Energy Interconnect, IOP Conf. Ser.: Mater. Sci. Eng. 439 052022 2018 Microsoft Word – PY6040 (iop.org)

43. Omkostningerne ved CO2-fri Ammoniak, Ammoniak Energy, Bunro Shiozawa, 12. nov. 2020  Omkostningerne ved CO2-fri Ammoniak – Ammoniak Energy Association