Irland

Der blev betalt 468.836 EUR for 5.812,6 MWh balanceringsenergi, dvs. 81 EUR/MWh i gennemsnit. Det dyreste interval: 21.10, 15.216 EUR.

288 af 288 intervaller har en offentliggjort pris. Priserne er dem, SEMO offentliggør hvert femte minut (Imbalance Price Report, BM-025); afregningsprisen for halvtimen kan afvige.

Positiv uligevægt = systemet havde energi til overs (overskud); negativ = det manglede energi (underskud). Omkostningen er uligevægtsprisen gange mængden; ved overskud går pengene den anden vej, så søjlen er negativ. En negativ pris er reel: Så betalte den, der havde energi til overs, for at slippe af med den.

Kilde: SEMO, Imbalance Price Report (Imbalance Pricing Period) — uligevægtsprisen og nettouligevægtsmængden for hvert femminuttersinterval.

De seneste syv dage var forbruget i gennemsnit 3.950 MW og lå mellem 3.233 og 4.627 MW.

Sådan er det målt: medianen af timerne 02–05 over 7 søndagsmorgener (3.245 MW) og over 28 hverdagsmorgener, tirsdag til fredag (3.372 MW), i de seneste 8 uger; gennemsnittet over de seneste syv dage. Delene skæres fra hinanden i rækkefølge og summerer præcis til gennemsnittet.

Delene er former i kurven, ikke kundekategorier: Grundlasten rummer både alle husholdningers køleskabe og en fabrik, der aldrig stopper; dagen rummer også fabrikker med ét skift. »Industri« og »husholdninger« ville være ord, som disse data ikke kan forsvare.

Prognosen er transmissionssystemoperatørens egen, offentliggjort på dennes egen platform — ikke en model fra os. Den revideres i løbet af dagen; for hver time vises den seneste udgave. Den igangværende time viser i søjlerne kun det, der er akkumuleret indtil nu.

EirGrid offentliggør målinger hvert femte sekund; vi reducerer dem til minutter med gennemsnit, minimum og maksimum. Afvigelsen angives i millihertz fra 50 Hz.

Kilde: SEMO, Imbalance Price Report (BM-025), hvert femte minut — »TotalUnitAvailability«, »ShortTermReserveQuantity«, »OperatingReserveRequirement«, »MarketBackupPrice«. Tilgængelighed er den kapacitet, enhederne erklærer tilgængelig, ikke produktion; forbruget er EirGrids kvartersværdi, taget på det nærmeste tidspunkt før den seneste tilgængelighed.

EirGrid beregner intensiteten ud fra produktionen fordelt på brændsel og hvert værks udledning. Vores mixbaserede skøn andre steder på siden bruger gennemsnitlige faktorer; her er tallet operatørens.

Ikke-synkron produktion giver ikke systemet nogen inerti; operatøren begrænser den i realtid, og procenten viser, hvor stor en del af øen der i det øjeblik kørte på vind, sol og kabler.

Hver auktions dyreste interval: IDA1: 300,00 EUR/MWh kl. 21.00 · IDA2: 364,63 EUR/MWh kl. 19.00 · IDA3: 370,00 EUR/MWh kl. 21.00

Forskellen i forhold til day-ahead beregnes over de FÆLLES timer, ikke over hele gennemsnit: IDA3 dækker kun aftenen, og dens gennemsnit ved siden af dagens gennemsnit ville kun have sagt, at aftener er dyre. Intraday-resultater offentliggøres sent — verificeret: Auktionerne den 8. og 9. september 2026 dukkede først op i løbet af natten den 10. — så den viste dag er afsluttet. Priserne gælder Republikkens marked (ROI); Nordirland har sine egne priser i samme dokument.

Nordirland har ingen egen landekode (koden er GB-NIR) og deler prisområdet SEM med Irland, så prisen er fælles og tælles ikke to gange. Forskellen mellem forbrug og egen produktion dækkes fra Republikken og via Moyle; det er ikke et lands »import«, men balancen for en halv ø. SNSP og frekvens offentliggøres ikke separat for Nordirland: Systemet er synkront på hele øen.

»Målt forbrug« betyder det, der passerer gennem målere, ikke systemets produktion: Energi, der forbruges på stedet bag måleren, er ikke medregnet. Tallet er kvartalsvist og kommer cirka seks måneder forsinket, så det kan ikke sammenlignes med det løbende forbrug andre steder på denne side.

Kilde: Data Centres Metered Electricity Consumption (MEC02), Central Statistics Office, Ireland, licens CC BY 4.0.