Svingmasse, det fysikken omtaler som inertia, er summen av alle tunge ting som beveger seg i kraftsystemet. Dette gir en viss treghet i systemet, og er en viktig brikke for å holde frekvensen på riktig nivå, nemlig 50 Hz.

Å passe på at frekvensen ligger på 50 Hz og at kraftnettet er stabilt er den viktigste oppgaven systemansvarlige nettselskaper har.

Energidatafirmaet EnAppSys har uttrykt bekymring angående hvordan National Grid ESO blir tvunget til å dumpe strøm til nabolandenene til en dyr prislapp.

Belgia og Nederland har i den siste tiden hatt perioder med mye overskudd av strøm, som har ført til negative priser. National Grid ESO måtte derfor betale høye priser for å kvitte seg med sitt overskudd. 

Brukte over hundre millioner kroner

Ifølge energidatafirmaet EnAppSys måtte national grid betale £550/MWh for å eksportere strøm til Belgia og Nederland. Til sammen brukte de 9,4 millioner pund på å balansere systemet ved å handle og bruke balanseringsmekanismen mandag.

Summen tilsvarer nesten 130 millioner norske kroner.

National Grid ESO utførte energihandel på intradag-markedet for å håndtere overskuddet av strøm og redusere importen over mellomlandsforbindelsene.

– De kunne ikke slå av kraftverkene fordi de trengte dem for å gi inertia til systemet, så det eneste alternativet deres var mellomlandsforbindelsene. For å endre flyten på mellomlandsforbindelsene, handler de med motparter som har tilgang til intradagmarkedene på den andre siden av mellomlandsforbindelsen. Disse energitraderne oppgir priser som National Grid ESO deretter aksepterer for å endre utgangen til mellomlandsforbindelsene, fortalte Phil Hewitt, direktør i EnAppSys til Energy Live News.

Videre fortalte han at denne typen hendelser trolig vil skje flere helger fremover. Som svar på de høye energiprisene i fjor har industri- og private forbrukere i Storbritannia, Belgia, Nederland og Frankrike installert solcellepaneler; dette har resultert i en betydelig økning i solenergiproduksjonen på solrike dager.

– Strømnettoperatørene i disse landene må undersøke hvordan de kan skape begrensningstiltak for å oppmuntre forbrukere til å stoppe produksjonen i disse periodene, ellers vil systemoperatørene bruke mye penger på å balansere markedene på slike dager.

Samtidig som National Grid «dumpet» strøm til kontinentet, importerte de strøm fra Norge. Det utveksles nemlig ingenting utover Day-Ahead på North Sea Link.

«Med henhold til gjeldende regler for mellomlandsforbindelser med Norge er det ingen måte å reversere strømflyt fra Day-Ahead» opplyser EnAppSys på Twitter. 

Trekker frem kjernekraft

«Høy vindkraftproduksjon med import fra Sverige og kontinentet i kombinasjon med kjernekraft ute til revisjon har til tider ført til lav tilgang til roterende masse i det nordiske kraftsystemet», skriver Statnett i årsrapport for systemansvarlig 2022.

Rapporten er foreløpig ikke publisert, men EnergiWatch har lest en delvis sladdet versjon.

De siste to-tre årene har også inverter-basert produksjon, som vindkraft og import over HVDC-kablene, ført til tilfeller med lavere inertia-nivå. I nærmeste fremtid vil økt produksjon fra vindkraft og sol være de største bidragsyterne til lavere andel roterende masse i kraftsystemet. 

«Rundt 2030 og utover vil andre faktorer få ytterligere innflytelse på inertia-nivået. Størst negativ påvirkning på inertia-nivået vil være nedstenging av kjernekraftverk og etablering av mer inverter-basert produksjon. Det er forventet at andelen inverter-basert produksjon (vind, sol, HVDC, batteri) vil øke i tiden fremover. Dette vil ha negativ innvirkning på inertia-nivået i det nordiske kraftsystemet, da kraftelektronikk ikke tilfører rotasjonsenergi inn i systemet», skriver Statnett i rapporten.

Følgende produksjonstyper bidrar med inertia (i prioritert rekkefølge):

1. Kjernekraft
2. Termisk kraft
3. Regulerbar vannkraft
4. Elvekraft

Følgende produksjonstyper bidrar ikke direkte med inertia:

1. Vindkraft
2. Solkraft
3. HVDC