There have been a number of recent papers in the literature that investigate the relationship between ship speed and required power, or between ship speed and fuel consumption. Using regression analyses for selected case studies these papers show that in many cases the traditional “cube law” is not valid, and exponents lower than 3 (and in some cases lower than 2 or even below 1) are more appropriate. Perhaps more important, they use these results to derive implications on the validity (or lack thereof) of policies to reduce greenhouse gas (GHG) emissions from ships through slow steaming. This paper reviews some of these papers and shows that their results are partially based on pitfalls in the analysis which are identified. Policy implications particularly on the quest to reduce GHG emissions from ships are also discussed.
This paper addresses the connection between added wave resistance and required propulsion power of ships, having focus on the early stage of new ship designs, notably tankers and bulk carriers. The paper investigates how mean added wave resistance affects the required torque of a fixed pitch propeller and thus also the operational conditions of a directly coupled main engine. The interest of the study has its background in the assessment of minimum propulsion power, and the study considers the prescriptive guidelines of the IMO as basis. Specifically, the study focuses on an assessment of the minimum forward speed attainable under consideration of the propeller light running margin and static load limits of engines in the early phase of new ship designs, where details of hull geometry are not available. The study considers three semi-empirical methods for predicting mean added wave resistance. All methods are known to be applied in the industry, emphasising that only methods relying solely on main particulars, together with information about sea state and advance speed, are of interest. The paper contains a case study used to illustrate the importance of the added wave resistance prediction with respect to the loading of the main engine. It is shown that, despite small absolute differences, the consequence in relation to the loading of the propeller and hereby the directly coupled main engine can be relatively large. Furthermore, the study illustrates that the propeller light running margin of a fixed pitch propeller directly coupled to the main engine has crucial influence on the attainable speed during adverse weather conditions.
Several replacement fuel to today’s fossil based ship propulsion fuels have been addressed in MarEfuel. Key ones are; pyrolysis oil (blend in fuel), methanol and ammonia. These were singled out among many possible fuels from a preliminary analysis that indicated that they could play a key role in fulfilling the emission targets set politically and by the sector in the most cost effective manner. In the following they shall be treated in turn in some detail. Costs of several “blue” fuels have also been assessed. The projected costs are used in other parts of the MarEfuel project (e.g. for assessing the total cost of ownership).
Decentralization of the electricity sector has mainly been studied in relation to its infrastructural aspect, particularly location and size of the generation units, and only recently more attention has been paid to the governance aspects. This article examines power sector (de)centralization operationalized along three functional dimensions: political, administrative and economic. We apply this framework to empirically assess the changes in California’s electricity market, which saw the emergence of institutional innovation in the form of community choice aggregation (CCA). Unpacking the Californian case illustrates how decision-making has moved from central state government and regulators to the municipal level in uneven ways and without decentralized generation keeping pace. We also explore the impacts this multidimensional and diversified decentralization has on the ultimate goals of energy transition: decarbonization and energy security. Our framework and empirical findings challenge the conventional view on decentralization and problematize the widespread assumptions of its positive influence on climate mitigation and grid stability.
The European Commission recently proposed requirements for the production of renewable fuels as these are required to decarbonize the hard-to-electrify parts of the industrial and heavy transport sectors. Power-to-X (P2X) energy hubs enable efficient synergies between energy infrastructures, production facilities, and storage options. In this study, we explore the optimal operation of an energy hub by leveraging the flexibility of P2X, including hydrogen, methanol, and ammonia synthesizers by analyzing potential revenue streams such as the day-ahead and ancillary services markets. We propose EnerHub2X, a mixed-integer linear program that maximizes the hub’s profit based on current market prices, considering the technical constraints of P2X, such as unit commitment and non-linear efficiencies. We investigate a representative Danish energy hub and find that without price incentives, it mainly sells renewable electricity and produces compressed hydrogen. A sufficient amount of renewable ammonia and methanol is only produced by adding a price premium of about 50% (0.16 €/kg) to the conventional fuel prices. To utilize production efficiently, on-site renewable energy sources and P2X must be carefully aligned. We show that renewable power purchase agreements can provide flexibility while complying with the rules set by the European Commission.
The Danish government has set very ambitious binding targets regarding decarbonization. By 2030, carbon dioxide emissions must be reduced by 70% compared to the 1990 level. This can be achieved primarily through a predominantly renewables-based electricity system and the electrification of energy demand.
Rumor has it that all technologies needed to build energy islands are ready. Wind turbines are spinning in many large offshore parks, while combinations of sand and concrete have given birth to several entirely new islands. However, not all rumors are true. Not only has the Danish parliament mandated the largest ever infrastructure project in the history of our country. The first Danish artificial island built for energy production will also become the world’s largest renewable energy project. On top of the technical and logistical challenges associated with building something of an unprecedented scale and nature come new concerns. The energy islands are an extreme version of the power system we know today, and therefore represent a Mars mission for the energy system. More than once have large infrastructure projects been plagued by delays and significant additional costs. Often such problems have been rooted in overly optimistic planning, limited knowledge regarding the complexity and interdependencies involved, and not giving enough attention to the development phase relative to the construction phase. For many reasons, it is highly desirable for the energy island projects to perform well. Therefore, we have teamed up to map the key challenges and suggest R&D initiatives to address them. Importantly, these initiatives are not intended as an inserted step before construction. Given the urgency in green transition and ending the reliance on fossil fuels, research and construction must be conducted in parallel. A solid foundation for energy islands On the following pages we invite you to delve into the complexity of constructing and operating offshore hubs for renewable energy. As you will hopefully agree, we are by no means saying that it cannot be done. It can. But only if decisions are based on a solid foundation of knowledge.
Formålet med denne anden version af dette notat er stadig at få de vigtigste fakta om atomkraft i Danmark på bordet. I første version af notatet lagde vi op til en åben debat og inviterede til kommentarer og input. Dem har vi modtaget mange af. Det vil vi gerne takke for. Vi har brugt de mange kommentarer til at rette, forbedre, tilføje og uddybe, hvorfor vi nu kan fremlægge anden forbedrede og udbyggede udgave af notatet. Vi er selvfølgelig stadig åbne for at modtage kommentarer og inputs frem mod en version 3.
Nogle af de væsentligste ændringer i forhold til version 1 er:
Der er blevet spurgt til detaljerne i vores analyser og modelberegninger, da det for mange kan være svært at forstå, hvordan en fremtidig elforsyning baseret på vedvarende energi kan være stabil. Derfor har vi uddybet modelberegninger fra version 1 af notatet i to appendikser og tilføjet nye modelberegninger, som uddyber analyserne i forhold til det danske energisystems rolle i Europa. Desuden har vi tilføjet et helt afsnit om stabilitet, som forklarer, hvordan stabilitet og forsyningssikkerhed sikres i et vedvarende energisystem såvel som i et atomkraftsystem.
Der har været kritik af vores valg af eksempler på atomkraftværker, når vi har identificeret anlægsomkostninger og byggetider. Derfor har vi tilføjet flere til listen og uddybet diskussionen af hvilke omkostninger og byggetider, der er
relevante og aktuelle i en dansk sammenhæng. Et særskilt kritikpunkt har været valg af ’kapacitetsfaktor’. Kapacitetsfaktoren udtrykker, hvor meget et værk producerer igennem en periode sammenlignet med, hvor meget det maksimalt vil kunne producere, hvis det kørte ved fuld belastning (fuldlast) i hele perioden. Ved en kapacitetsfaktor på 100% vil værket køre fuldlast i hele perioden og ikke have ’udetider’, hvor værket ikke kan benyttes f.eks. ved direkte nedbrud, vedligehold eller regulering af driften for at følge behovsprofiler. Vi er her blevet kritiseret for at vælge 75% for atomkraftværker, og i stedet er der blevet peget på 85% som mere retvisende. Vi er også blevet kritiseret for ikke at indregne en eventuel udnyttelse af overskudsvarmen fra et atomkraftværk til fjernvarme, og der er blevet spurgt til, om vi har alle omkostninger til elnettet med. Som svar på disse kritikpunkter har vi foretaget flere beregninger med forskellige kapacitetsfaktorer for atomkraftværker samt analyser med og uden fjernvarmeudnyttelse. Hermed kan man klart se betydningen af disse valg af forudsætninger.
Kilden for vores valg af 75% er Det Internationale Energiagenturs World Energy Outlook, hvor de forudser, at atomkraft i 2050 i det Europæiske energisystem vil have en kapacitetsfaktor mellem 70% og 80%. 85% er teknisk muligt, men vælges typisk når atomkraft ikke indgår i sammenhæng med et energisystem med vedvarende energi.
For at styrke gyldigheden af vores beregninger har vi desuden tilføjet nye analyser af Danmark i en Europæisk sammenhæng, hvor vores beregningsmodeller både optimerer på investeringer i produktionskapacitet og på transmissionsledninger.
Disse ekstraanalyser ændrer dog ikke på den centrale hovedkonklusion: At et dansk energisystem med atomkraft er dyrere end et med vind og sol, og at atomkraft tager længere tid at opføre end vind- og solanlæg.
Endelig har der blandt nogle været en forvirring om, hvem vi er, og hvad vores faglighed er i forhold til atomkraftdebatten sammenlignet med forskere, som har en mere specialiseret baggrund i kernefysik eller lignende. Vi er en bred sammensætning af ingeniører, fysikere og økonomer. Vores fælles faglighed er koncentreret om energisystemanalyse, og vores forskningsområde er at analysere, hvordan vi på energiområdet bedst og billigst kan gennemføre den grønne omstilling og hurtigst muligt opnå et CO2-neutralt samfund. Vi er således ikke kun specialister i en enkelt teknologi. Vi er først og fremmest specialister i, hvordan teknologierne spiller sammen, så vi kan finde de bedste løsninger og
optimere det samlede energisystem.
Det er vores vurdering, at det netop er den faglighed og de forskningskompetencer, der er brug for, når konsekvenserne af at investere i atomkraft i Danmark skal sammenlignes med ikke at gøre det. Når trafikforhold skal udvikles og optimeres, er det også trafikforskerens kompetence, der efterspørges, og ikke ekspertise i f.eks. forbrændingsmotorteknologien.
Samlet set er rapporten inddelt i fire kapitler, der fokuserer på forskellige pointer. I kapitel 1 sammenlignes omkostningerne ved at producere en enhed (MWh) el fra henholdsvis atomkraft, sol og vind uafhængigt af resten af energisystemet;
Kapitel 2 har et fokus på de samme teknologier, men hvor de er i drift i energisystemet, og dermed kan betydningen af forskelle i produktionsmønstre fra vedvarende energi og atomkraft kvantificeres. Kapitel 3 fokuserer på den del af energisystemanalyserne, der omhandler forsyningssikkerhed og stabilitet. I kapitel 4 diskuterer vi bygge- og planlægningstider på atomkraft.
I Danmark har vi en god og lang tradition for en åben demokratisk debat om vores fremtidige energiforsyning.
Gennem årene har vi udviklet et godt fælles grundlag for, at en sådan debat er baseret på fakta om, hvad de enkelte teknologier kan i dag, samt en konsensus om fremtidige forventninger. Teknologikataloget, som løbende opdateres af Energistyrelsen og Energinet i en dialog med relevant faglig ekspertise, udgør en fælles ramme for denne forståelse.
I den senere tid har der været en debat om, hvorvidt atomkraft kan og bør være en del af den grønne omstilling af Danmarks energiforsyning eller ej. Debatten har indeholdt mange modsatrettede udsagn om blandt andet økonomien i atomkraft og dens evne til at være en del af det samlede fremtidige elsystem.
Det er forståeligt, at en sådan debat opstår i lyset af de nuværende klima- og energiforsyningsudfordringer, men det er en fordel for debatten, at den bliver så faktabaseret som muligt. Målet med vores notat er at bidrage til dette.
Vi har fundet frem, hvad vi kunne af relevante fakta om nyligt etablerede atomkraftværker i Europa samt forventninger til atomkraft i fremtiden baseret på data fra det Internationale Energiagentur. Disse fakta omhandler anlægsomkostninger, levetider, driftsomkostninger og byggetider.
På baggrund af en sådan viden samt tilsvarende data om eksisterende vedvarende energianlæg i Danmark i kombination med Teknologikatalogets forventninger til fremtiden har vi foretaget en direkte sammenligning af omkostningerne ved at producere el fra henholdsvis vind, sol og atomkraft.
Det er imidlertid svært direkte at sammenligne sol, vind og atomkraft. Atomkraft er kendetegnet ved kontinuert produktion i modsætning til den fluktuerende produktion fra vind og sol. Der er en umiddelbar relativ fordel ved kontinuert elproduktion. Men atomkraften har også nogle ulemper, hvad angår radioaktivt affald og sikkerhed. Den fluktuerende produktion fra vind og sol afføder et behov for kapacitet til at balancere systemet, når der ikke er forsyning fra vind og sol. Det kan fx være transmissionsnetskapacitet til at balancere over geografiske afstande, kapacitet i form af gasturbiner, der kan køre på grøn gas fra nettet i sådanne perioder og det kan være behov for kapacitet i form af elektrolyse til brintproduktion, så brinten produceres, når der er mest el i systemet.
For at kvantificere den økonomiske betydning af dette behov for ekstra kapacitet har vi foretaget energisystemanalyser og regnet på et fremtidigt dansk energisystem henholdsvis med og uden atomkraft. På den måde kan vi vurdere, hvordan atomkraft vil kunne påvirke det samlede energisystem og dets omkostninger.
Vi ser gerne en åben debat om de data, som vi fremlægger her. Derfor kalder vi også dette skrift for ’første version’, og er der noget, som skal korrigeres eller suppleres, så gør vi gerne det i en eventuelt revideret version.
Under alle omstændigheder håber vi, at notatet bidrager til at gøre debatten mere faktabaseret og transparent. Det er der brug for.
Even though that there has been increasing focus on the energy-efficient operation of vessels and that the knowledge of cost-effective improvements is widespread in the industry, energy-efficient operation is only a minor topic on board many working vessels. A significant reduction in fuel can be achieved through changes in the operational practices, but to establish a successful system for best practices within energy-management the installation of a decision support system is essential. This article presents a decision support system for working vessels to determine best practice for the reduction of fuel consumption. Requirements for the system are defined through interviews with crew and observations on board vessels. Case studies are used for illustrating the usefulness. The use of generators onboard is analyzed using the software. It is found that the generators are not running optimally, but the crew can use the software to re-organize and find the most fuel-efficient loading range for the generators on board.