dguzs

On 7/19/2020 at 5:47 PM, Simen1 said:

Hvorfor fraktes energien til land med AC? Hadde det ikke forenklet mye om det var DC?

Det har med historikken til prosjektene å gjøre. Både Kriegers Flak og Baltic anleggene ble påtenkt som uavhengige prosjekter som skulle levere kraft til hvert sitt land. Prosjektene på begge sider lå nærme nok kysten for å kunne benytte AC og altså slippe DC og de kostnadene dette fører med seg. Så mens man bygget kom man på at disse to parker lå jo forbaska nært hverandre på havet og at man kunne jo benytte den utbygde infrastrukturen OGSÅ som en ren mellomlandsforbindelse når det ikke blåser. Så man løste dette ved å sette opp en B2B på den tyske siden for å skille frekvensene i det nordiske og det kontinentale nettet. Og bygget de 20 km med kabel på havet og en ekstra trafoplatform.

Til TU: Jeg synes dette blir for dumt å konvertere en teknisk artikkel til en ungdomsskole-aktig tekst. Man kan jo skrive som det er at frekvensene er ikke synkrone eller at nett ikke er synkroniserte, men "svinger ikke på samme måte" er ærlig talt ikke det man forventer av Teknisk Ukeblad.
 

On 7/18/2020 at 9:21 PM, rm84 said:

Spørsmålet mitt er om ikke det snart er på tide å vurdere synkronmaskiner på høyt turtall med høy roterende masse (3000 rpm) back-to-back med likestrømsmaskiner på importkablene. Fraværet av roterende masse oppstår når man slår av vannkraftverkene og starter å importere strøm, eller om man får for høy andel vind+sol. Enten må maskinene ikke frakobles nettet (mulig med pelton-turbin) eller så må man innføre nye maskiner som dette. ELLER innse høyspent vekselstrøm sine begrensninger, og heller bygge transmisjonsnettet på likestrøm!

Mangel på inertia eller treghet som du viser til er i Norden kun aktuell på sommertiden når forbruket er lavt og mange synkrone maskiner/generatorer står eller er til vedlikehold.
Det du foreslår er å bygge synkrone kompensatorer, noe Statnett har gjort i mange år. Også felles i Norden pågår det arbeid for å danne en felles nordisk tilnærming til dette problemet, mest sannsynlig i form av et eget marked for inertia, slik det er marked for FCR og FRR og RR. Du kan lese mer om dette i Statnetts Systemdrifts- og markedsutviklingsplan 2017-21.

2 hours ago, Simen1 said:

Fra tilsvarende anlegg andre plasser har skjønt at dette fysisk store og dyre konstruksjoner med relativt lav energikapasitet, sammenlignet med batterier. Så jeg stiller spørsmålet: Er dette en konkurransedyktig måte å stabilisere frekvensen på?

Fra andre åpne kilder om dette prosjektet, så blir det klart at det er snakk om en vanlig synkronkompensator.
Da er det nok både inertia og FCR (primærreserve) de skal selge på sikt, uten at de nevner inertia eksplisitt.

Og energikapasitet er ikke det eneste kriteriet for slike anlegg, effekt er viktigere da FCR støtten varer i bare opp til ca 30 sekunder.  Etter det overtar FRR. Batteriene har effektbegrensning selv pga kjemien og det har vekselrettere og. Så synkronkompensatorer er overlegne på effekt, spørsmålet er kostnader - og vi ser fremdeles at klassisk teknologi vinner fortsatt.

Faktapirk til redaksjonen. Nå er ikke den kabelen verdens lengste, VikingLink fra Danmark til UK er 20 km lengre.

32 minutes ago, Sturle S said:

 

"Det står IKKJE i den tyske grunnlova at Tyskland skal vere eitt prisområde for kraft, og Tyskland har heller ikkje kravd fritak for EU-direktivet på det grunnlaget."

Nå er jeg ingen jurist og ikke vet nøyaktig hva som står der, men der står det noe sånt som "alle skal ha rett til lik...". Og på det grunnlaget vil denne saken gå, grunnrettigheter til at alle behandles likt og få like muligheter til ett eller annet.
BVG-domstolen vil trumfe alle EU-direktiver som vil prøve seg på å tvinge Tyskland til dette. Dette tror jeg, dette er signalene jeg får fra tyske kollegaer. Du kan tro noe annet. Jeg ser ingen grunn å kverulere om dette mer

Nodeprising koster nok mer enn den smaker. For å implementere denne må man fortsatt oppfylle alle dagens krav til transparens. Og når HVER nettkomponent som linje, trafo, bryter osv. har påvirkning på overføringskapasiteten inn/ut fra noden må TSO'n publisere helsikes mye detaljert informasjon om sine nettanlegg. Ikke snakk om at dette i Norge og særlig Sverige er sensitiv informasjon untatt offentligheten. Så, nei - jeg ser ikke at nodemodellen blir innført med det første, selv om selve prinsippet er meget godt

25 minutes ago, Sturle S said:

Grunnlovsdomstolen i Karlsruhe kan ikkje overstyre EU-direktiv.  Tyskland kan i teorien få fritak til 2025, men då er det heilt slutt.  Vi kjem til å sjå mykje rar transport over NORD.LINK fram til DE-LU er splitta opp.

Ingen EU-lov er over den nasjonale grunnloven. Det så jo man nå også med disse EU COVID obligasjonene, der BVG hadde det absolutt noe å si. 
Det er klart TSOene i DE ønsker det, men det er fortsatt politisk umulig. Selv om alle naboland ønsker det, så er det fortsatt politisk umulig.  Når politikere i Tyskland ikke ønsker det, så er det dødfødt å prøve å tvinge dem. Alle kollegaer fra de tyske TSOene jeg har snakket med ikke har tro på at det vil komme til å skje, selv om fagfolk ønsker det.
Og bare for å ha sagt det, jeg er 100% for denne delingen. Nordlink kommer til å være en handikapp av en kabel slik det er tenkt med disse kapasitetsrestriksjonene nå.

Ang. nodeprising. Det må være konsensus om det i hele Norden for at dette innføres. Slik jeg ser det, så er denne diskusjonen fraværende i det nordiske kraftmarkedet.

8 minutes ago, Sturle S said:

Det er det nesten ingen  som forstår no heller.  No er jo opplegget fullstendig ulogisk, som eg har forklart i nokre innlegg.  Eg trur ikkje nodeprising vil medføre ei vesentleg endring i kor godt folk forstår prisinga.  Lanserer vi det som eit alternativ til effektavgift tenkjer eg mange ropar hurra og amen i staden.  Som eit prøveprosjekt kan vi byrje med å dele NO3 i nodar, slik at det berre gjeld ein del av landet.

Det sit langt inne, men heilt uaktuelt er det ikkje.  DE--LU-AT vart nyleg delt i DE-LU og AT, og dei snakkar om å dele opp DE-LU vidare.  Hundrevis av nodar er mykje betre enn dagens ulogiske opplegg der kraftflyten går konstant i motset retning av kva prisane tilseier.  I NO3 er det null korrelasjon mellom prisar og kraftflyt.  Prisområda vert òg stykka opp meir og meir.  Snart får vi NO6 mellom NO3 og NO4, slik at vi uansett gradvis flyttar oss nærare nodeprising.

Det har dei ingen grunn til.  Det er heller ikkje noko problem å lage overgangsordningar, men mykje av industrien betaler i dag veldig mykje mindre nettleige enn dei burde.  Det kan godt synleggjerast av og erstattast med nodeprising, der Statnett får flakskehalsinntekter.

Det er klart mye riktig i det du skriver. Det er lurt og det er pragmatisk. Men politisk i Norge vil det være et tapsprosjekt, tror jeg. Hvis hele Norden samlet går inn for det så kan det hende det er mulig.

De klarte å skille Østerrike fra Tyskland fordi de er nemlig to forskjellige land. Å dele Tyskland selv i noe mer enn ett område er HELT uaktuellt. Du vil ikke klare å forklare der hvorfor i ett land vil folk måtte betale forskjellig pris på strøm. Hvis noen gjør det, så vil det pronto være en sak i den tyske Grunnlovsdomstolen i Karlsruhe, og den saken vil bli tapt av regjeringen/regulatoren. Det er et politisk selvmord det der, altså i DE.
Hele samlet kraftbransjen i hele EU presser for deling av Tyskland men det får man ikke til. Tyskere vil heller betale milliader av euro hvert år i redispatch og counter-trading enn gå inn for deling.

21 minutes ago, Sturle S said:

Nodeprising hadde løyst heile problemet.  La prisområda vere dynamiske, ikkje statiske.  Er det stort overskot i eit område over tid, vil det gje eit kraftig incitament til kraftkrevjande industri eller forbrukarar å etablere seg der, og spare nettutbygging.  Er det store variasjonar i ein node, ser vi at nettet må forsterkast akkurat der.  Uansett får forbrukarar eit sterkt incitament til å justere forbruket slik at kraftflyten gjennom nettet vert optimalisert, og det reduserer både straumkostnader og nettleige over tid.

I teori er nodeprising perfekt. Men vi lever ikke i en perfekt verden
Politisk vil det være upopulært å gå inn for et system der menigmann ikke har noe som helst forståelse av hvordan kraftprisen skapes. Uansett hvor man er. Se på Tyskland - bare det å dele landet i 2 prissoner der er helt uaktuellt, så det å ha hundrevis av noder blir ikke lett å forklare til offentligheten.

Så er det industrien som ville ha prøvd å saksøke for at de er plutselig i en node med høy pris. Osv osv.

9 minutes ago, Sturle S said:

Det veit eg godt, og min teori er at grensa mellom NO3 og NO5 (spesielt) er malplassert.  I Svelgen og Høyanger renn mesteparten av vatnet forbi turbinane om dagen.  Begge er i NO3 og knytt til linja mellom Ørskog og Fardal.  Grensa går ved Sognefjorden, slik at Høyanger er rett nord for grensa.  Denne linja fylller dei til kapasiteten (500 MW), slik at flyten går mot både Ørskog og Fardal.  Dermed går det kraft sørover frå NO3 til NO5.  Måten å fikse det på er å flytte grensa mellom NO5 og NO3 til Ørskog, eller i alle fall nord til trafoen i Ålfoten.  Linja går gjennom eit område med stort overskot av kraft, so det er ikkje unaturleg at flyten går i begge retningar.

 

NO3-NO1 og NO3-SE2 er nok påverka av lågare aktivitet i industrien.  Sunndalsøra treng mindre kraft pga lågare etterspurnad etter aluminium.  Når kraftverka der likevel produserer for fullt er det vanskeleg å hindre flyt sørover, for nettet er lagt opp til at flyten skal gå sørover.  Trondheim er eit underskotsområde, og produksjonen skulle i teorien forsyne Trondheim òg, men det er ikkje nok kapasitet den vegen.  Difor dreg dei kraft frå SE2 i tillegg.  Nok eit flaskehalsproblem internt i NO3.

 

Kort oppsummert: NO3 er eit nettmessig katastrofeområde.  Linja Ørskog-Fardal har gjort det verre, ikkje betre.  Dette kan understrekast av det faktum at den teoretiske kapasiteten til Ørskog-Fardal er 1500 MW men berre 500 MW kan utnyttast.  Det visste dei fleire år før dei starta bygginga.

Nå kan jeg ikke svare for Statnett, men grensene mellom prisområdene bestemmes og godkjennes av RME ut ifra en samfunnsøkonomisk vurdering. Det er Statnett som kommer med forslag og RME (NVE tidligere) bestemmer til slutt. Statnett, som en TSO, vil jo såklart ha minst mulig driftsmessige problemer og bruke minst mulig på dyre spesialreguleringer. RME ser på sin side på om det ikke vil føre til at markedet forvrenges eller mye vann vil bli tapt. Så i en vanskelig situasjon som i NO3 er dette et avveining mellom pest og kolera. 
Jeg antar at når Klæbu-Aura er ferdig spenningsoppgradert vil det lette noe på den situasjonen. Men ja, en lang linje slik som Ørskog-Sogndal - og med MYE produksjon hengende på den - er krevende driftsmessig.

7 minutes ago, Sturle S said:

Statkraft eig 43,44% av BKK, 32% av Sira-Kvina, 45,53% av Agder Energi osb.

Altså minoritetsaksjonærer. Disse selskapene agerer uansett uavhengig av Statkraft. Hafslund E-Co har du glemt, og Hafslund E-Co er nr. 2 i landet.

22 minutes ago, Sturle S said:

Artig teori, men teorien kan ikkje stemme.  Natt til 6. juli var straumprisen negativ, -0,09 EUR/MWh, i NO1, NO2, NO5, heile Sverige, Danmark, Nederland og Finland (og dei baltiske landa).  Den einaste staden vi har samband til med positiv pris var NO3 og NO4.  Likevel gjekk flyten frå NO3 og sørover til NO1 og NO5.

For det første er ikke det noe påfunnet teori, det er jobben min.

Fysikken i nettet bryr seg ikke om prisene. Det er flyt dit det er last.
Den flyten sørover var mest sannsynlig forårsaket av lasten i NO5/2/1 og kraften kom fra SE1 og SE2 via NO4 og NO3.

Hvis du vil se på forskjellene mellom fysisk og kommersiell flyt, se på det kartet her https://www.nordpoolgroup.com/Market-data1/#/nordic/map der kan man se de kommersielle (!!!) flytene.

11 minutes ago, Sturle S said:

ACER kan ikkje reparere kablar eller påskunde vedlikehaldsarbeid.  Dei kan heller ikkje byggje nye kablar.  ACER sikrar berre ei rettvis regulering av dei som er der.

Statkraft har den makta her i landet.  I pressa situasjonar om vinteren kana vi komme i situasjonar der Statkraft er dei einaste med kapasitet i reserve, og då veit dei å ta seg veldig godt betalt.  Som Enron.  Ei av oppgåvene til ACER er å fylgje med på at ingen marknadsaktørar misbruker posisjonen sin på den måten.

Nei. Det er mange flere som har lignende kapasitet som Statkraft om vinteren. E-Co, BKK, AE, Lyse, Sira Kvina. Alle de har store kraftverk og konkurrerer seg imellom. Statkraft er langt fra alene i markedet.

10 minutes ago, Sturle S said:

Det er noko alvorleg gale med heile det norske kraftnettet. I heile sommar har straumprisen i NO3 vore høgare enn i NO1 og NO5. Likevel går flyten konsekvent frå NO3 til NO1 og NO5. Sist det gjekk ein einaste kWh i motsett retning, frå NO5 til NO3 var 18. mai.

 

i tillegg kjem det kraft frå Sverige til NO3, når prisen er 5 gonger høgare i SE2 enn i NO3!  No går det til dømes 94 MW frå SE2 til NO3.  Prisen i NO3 er 3,19 EUR/MWh.  Prisen i SE2 er 16,75 EUR/MWh.  Kvifor kjøper NO3 kraft frå SE2 til 16,75 EUR/MWh når produsentane i NO3 får 3,19 EUR/MWh?  Og kvifor kjøper NO1 og NO5 kraft frå NO3 når produsentane der berre får 1,58 EUR/MWh?  Her må det vere fullstendig samanbrot i krafthandelen, og dette har pågått i årevis!

 

Eg har prøvd å spørje Statnett kvifor krafta konsekvent går frå det dyraste området til det billigaste, men får ikkje svar. No har eg sendt brev til NVE òg, og vonar dei kan svare. Det er ikkje rart at det vert enormt overskot i sør, når området heile tida får forsyningar frå nord og det verkar umogeleg å sende straumen motsett veg.

Først og fremst, for å berolige deg - det er ikke noe galt med det norske kraftnettet.
Du ser, såvidt jeg forstår, på de fysiske flytene i nettet. De er som de er og styres av fysikken i nettet (spenningen, impedansen, vinklene).

De kommersielle flytene derimot, altså de som styres av prisen, er nesten alltid forskjellige fra de fysiske flytene pga kompleksiteten i handelssystemet. Dette er særlig gyldig for Norden der man har mange prisområder - det øker kompleksiteten.
Det som beregner kraftprisene og dermed bestemmer disse kommersielle flytene er Euphemia-algorytmen til NordPool. Altså, kun NP kan svare deg om resultatene i handelen, prisene og de komm.flytene. 

Det er veldig sannsynlig at det er flyt fra NO3 fra NO1/5 fordi det er for elektronene den "enkleste" veien å komme seg til SE3. Det er altså en transitflyt som ikke har nødvendigvis mye med direkt flyt fra NO3 til NO1/5 å gjøre. Samme med flyt SE2 til NO3, pga flaskehalsene i nettet i Sverige velger kraften å ta den lange veien om NO3, NO1 og til SE3.

Det er klart det er særs uheldig den situasjonen nå. Men sjefen i Lyse kommer bare med kritikk men ingen konstruktive innspill. Hva kunne man har gjort annerledes for å unngå flaskehalsene i nettet?

Flytte vedlikeholdsjobbene i nettet til høsten eller vinteren når forbruket tar seg opp? Neppe.

Be til XLPE-gudene for at isolasjonen på HVDC-kablene skal holde ett eller to år ekstra? Tror Statnett gjør det dem kan for å overvåke kablenes tilstand og holde dem i live.

Hvor var Lyse da Statnett avlyste sin del av Sydvästlänken? Den som ville ha gitt god kapasitet til Sverige nå. Ahm, man ville på liv og død ikke bli assosiert med et upopulært nettprosjekt og få dårlig PR i ettertid.

RME kunne ha kanskje gjort noe med regelverk for slike overflodssituasjoner. Slik som gi rabatt på nettleie til produsentene når prisene går under 2-3 EUR/MWh. Vet ikke om det monner så mye.

Det er uansett ikke lenge til dette er over da Nordlink kommer i desember og kabelen til UK neste år.

15 hours ago, Simen1 said:

Seriehybriden kan nøye seg med en mye mindre fossilmotor (~40hk), ingen girkasse, ingen klutsj og generatoren trenger bare lav effekt (~30 kW). Fossilmotoren trenger ikke mye leamikk for variabelt pådrag, eller for variabelt turtall. En positiv bieffekt av det er vesentlig bedre virkningsgrad. Hver liter drivstoff rekker altså betydelig lengre. Derfor er seriehybrid overlegent parallellhybrider.

Ja, det er mye enklere med seriehybrid, og kanskje tom billigere - har sjekket nå på nett og en 30 kW generator koster opp til 1000USD, så sikkert ikke mer enn en girkasse/klutsj.

Så hvorfor i all verden er så å si alle hybrider parallelhybrider??? Det må jo være en grunn at bilprodusentene tviholder på all denne leamikken.

Egentlig er det her et soleklart eksempel på de store regionale mentalitetsforskjellene i Tyskland.

Bayersk autokrati møter hanseatisk demokrati.

1:0 til hanseatene.

20 hours ago, Simen1 said:

Jeg holdt på å skrive det, men fjernet det før jeg trykket send på innlegget. Hvorfor: Det er i prinsippet ikke noe i veien for å gjøre det samme med en parallell-hybrid. F.eks en med 30 kW ICE på forhjulene og x kW elektrisk på bakhjulene, eller om så begge motorer på samme aksling.

Men joda, jeg ser helst for meg seriehybrid, fordi variabelt turtall og variabel last, som man får ved akseltilkoblet ICE, gir vesentlig lavere virkningsgrad enn en ICE med fast turtall og fast last. Seriehybrider forenkler også en hel del andre ting som blant annet gir mye færre bevegelige deler, mindre roterende masse, lavere vekt osv. ICE-motoren kan også plasseres mye friere og isoleres bedre mot vibrasjoner og støy.

Apropos fancy seriehybrid, sjekk ut Obrist mark II

 

Seriehybrid trenger to elektriske maskiner (en motor og en generator, som i praksis er det ene og det samme), parallelhybrider trenger en elektrisk maskin og en klutsj/girkasse. Jeg lurer på hva som er billigere en el.generator eller en klutsj/girkasse kombo. Bilprodusentene har jo greie på å masseprodusere girkasser og klutsj, så det vil de kanskje ikke slutte med (og la være å legge igjen penger hos elmotorprodusentene)?

3 hours ago, oophus3do said:

Hadde det vært enklere å bare beholde Euro6, men heller strupe volum i bensin og diesel-motorene? På den måten tvinger man frem bedre PHEV produkter, og ICE faller kjapt bort?

For personbiler, så gir det jo ikke særlig mening å skulle tillate 3L motorer f.eks, så om de sa 2021 maks 2L, 2022 1,8L, 2023 1,5L osv? 

Før eller siden så blir det "REX" motorer som er igjen, med elbilen som underliggende teknologi. 

Dette har jeg også tenkt på mye. Om man lager ICE bare som REX som går på optimalt turtall så er plutselig mye av NOX problemene borte da mye av disse utslippene kommer av variable pådrag på ICE. Ikke snakke om at man ved å gå over til PHEV reduserer CO2 utslippene drastisk da de fleste kilometerne vil bli kjørt på el uansett.
Jeg forstår ærlig talt hvorfor lager ikke Ford en Mondeo (VW en Passat osv) PHEV forhjulsdrevet folkevogn med 50 km elektrisk rekkevidde og opptil ca. 1.0 L diesel på 40 kW. Den slags bil ville bli en bestselger. Og ja, jeg vet at Passat har GTE - men den er overmotorisert for en gjennomsnittlig norsk forbruker og dermed for dyr (den var sikkert laget med tyskere og autobahnkjøring i tankene)
Hyundai Ioniq PHEV er i mine tanker en slik PHEV med nært optimal ICE størrelse, dog den er ikke en REX.
Jeg tror også at bilprodusentene tviholder på disse her IC bilene pga alle inntektene man får fra service. En slik PHEV ville ha trenge langt mindre oljeskift og girkasse reparasjoner o.l. Jeg tror ikke den forretningsmodellen til klassiske bilprodusenter med så mye inntekt på service og ikke selve bilsalg er bærekraftig i lengden egentlig.

20 hours ago, jr_605 said:

Fikk mail i dag fra Fortum om at de setter opp påslaget fra 4,55 øre/kWh til 7,20 øre/kWh på spotprisavtaler.
Vil vel sikre seg mot negative strømregninger ?

Jeg tror ikke det har noe med de negative kraftprisene å gjøre. For kraftleverandøren har det ikke noe å si, da den tar påslag uansett spotpris (og altså uavhengig av hvilken vei pengene renner).

Men ja, det er bare å finne seg en annen kraftleverandør. Takk og pris er det nok konkurranse i markedet.

15 hours ago, Sturle S said:

I natt mellom 2 og 3 er straumprisen 0 (gratis straum) i heile landet og mellom 4 og 5 er prisen for fyrste gong i historia negativ, -9,6 øre/kWh i NO1, NO2 og NO5 og heile Sverige, Danmark og Nederland.  Det er berre å stille bilen til å lade 100% då folkens!  NO3 og NO4 får ikkje negativ pris.

Litt regnefeil hos deg: 96 øre/MWh = 0,096 øre/kWh. Altså den er negativ med veldig nær null.

Lade fra kabler? Det er nok igjen det slurves med å kalle høyspentledninger for kabler.

Ellers sett bort fra den eltekniske språkbruken, spennende at man klarer nå å lade droner kapasitivt fra høyspentledninger. Litt interessant hva skal man gjøre når de vil inspisere ikke-elektrifiserte jernbanelinjer (som det er ganske mange av også i DK) - ikke alltid det er høyspentlinjer helt i nærheten heller.

4 minutes ago, JØI said:

Eller hvis vi sendte strømmen nordover i eget land i stede for til Danmark, Tyskland og snart UK?

Det er like mye kraftoverflod der som i Sør-Norge.

2 minutes ago, HF- said:

Eg har ikkje ekstra, men er det noke galt med linjene til Sverige og Norned? 

Norned er halvveis ute på feil
https://umm.nordpoolgroup.com/#/messages/90f4c363-397c-46ee-b6a5-b06508129625/2

I Sverige har dem store jobber på Skogssäter og dermed kapasiteten fra Norge redusert
https://umm.nordpoolgroup.com/#/messages/ba80109c-9ff8-4cbd-8b5b-4b6bace83dde/15

2 hours ago, Mr_Spock said:

Sjekk din strømregning for å se hvor lønnsomt dette er for deg......

På sommeren med så lite forbruk som det er? Da er det ditt som datt om det koster 1 øre/kWh for kraften eller 3 øre (nettleia er uforandret). Statnett hadde derimot tjent det 30-dobbelte og redusert nettleie med de inntektene.

2 hours ago, JUL said:

Gode tider for produksjon av aluminium og andre kraftkrevende industrier. Antar de produserer for fulle mugger nå selv om det er ferietid. Produsert aluminium er jo lett å lagre sammenlignet med rennende vann i elver.

Finnes det en oversikt over pumpekraftproduksjon i Norge? Dette må jo være en ypperlig anledning til å fylle de store magasinene som til vanlig fylles over flere år. Skjønner at mindre magasin blir fylt opp vært år, men vi har vel noen store innlands "kraftsjøer" som kan holde store volum? Pumpekraft er noe som uansett bør satser mer på, vil bare bli mer og mer lønnsomt når andelen av nye fornybare energikilder i kraftsystemet blir større.

2 hours ago, JUL said:

Tja, det avhenger av hvordan de tolker informasjonen i artikkelen. 

Redusert kabelkapasitet gir vann som ikke blir brukt og lav fortjeneste til produsenten av kraften.

På den andre siden gir den en kraftpris til nordmenn på 1,5 kr/kwh mens svenskene må ut 50 kr/kwh.  Hadde det vært flere kabler hadde vår strømpris blitt dyrere.

Først, riktig skal være riktig og vi snakker om 0,013 kr/kWh (ikke 1,5).

Ja, altså da hadde prisen vært 2 øre/kWh istedenfor 1, og det på sommeren når ingen har noe nevneverdig forbruk - kjempeinnsparing!!
Og da kunne man ha solgt til Danmark til den prisen ganger 30 og fått de pengene tilbake i form av redusert nettleie. Ser du hvor stor forskjellen er?