Irland

Det ble betalt 2 953 336 EUR for 8 082,1 MWh balanseenergi, altså 365 EUR/MWh i snitt. Det dyreste intervallet: 07:40, 55 344 EUR.

250 av 288 intervaller har en publisert pris. Prisene er de som SEMO publiserer hvert femte minutt (Imbalance Price Report, BM-025); avregningsprisen per halvtime kan avvike.

Positivt balanseavvik = systemet hadde energi til overs (overskudd); negativt = det manglet energi (underskudd). Kostnaden er balanseavviksprisen ganger volumet; ved overskudd går pengene den andre veien, så søylen blir negativ. En negativ pris er reell: da betalte den som hadde energi til overs, for å bli kvitt den.

Kilde: SEMO, Imbalance Price Report (Imbalance Pricing Period) — balanseavviksprisen og netto balanseavvik for hvert femminuttersintervall.

De siste sju dagene lå forbruket i snitt på 8 126 MW og varierte mellom 3 355 og 10 570 MW.

Slik er det målt: medianen for timene 02–05 over 8 søndagsmorgener (6 185 MW) og over 30 virkedagsmorgener, tirsdag til fredag (7 035 MW), de siste 8 ukene; gjennomsnittet over de siste sju dagene. Delene skjæres av hverandre i rekkefølge og summerer seg nøyaktig til gjennomsnittet.

Delene er former i kurven, ikke kundekategorier: grunnlasten rommer kjøleskapet i hver husholdning like mye som en fabrikk som aldri stopper; dagen rommer også fabrikker med ett skift. «Industri» og «husholdninger» ville være ord disse dataene ikke kan forsvare.

Prognosen er transmisjonssystemoperatørens egen, publisert på operatørens egen plattform — ikke en modell fra oss. Den revideres i løpet av dagen; for hver time vises den nyeste utgaven. Timen som pågår, viser i søylene bare det som er akkumulert hittil.

EirGrid publiserer målinger hvert femte sekund; vi reduserer dem til minutter, med gjennomsnitt, minimum og maksimum. Avviket oppgis i millihertz fra 50 Hz.

Kilde: SEMO, Imbalance Price Report (BM-025), hvert femte minutt — «TotalUnitAvailability», «ShortTermReserveQuantity», «OperatingReserveRequirement», «MarketBackupPrice». Tilgjengelighet er kapasiteten enhetene melder som tilgjengelig, ikke produksjon; forbruket er kvarterstallet fra EirGrid, tatt på nærmeste tidspunkt før den nyeste tilgjengeligheten.

EirGrid beregner intensiteten ut fra produksjonen per brensel og utslippene fra hvert kraftverk. Vårt miksbaserte anslag andre steder på nettstedet bruker gjennomsnittsfaktorer; her er tallet operatørens.

Ikke-synkron produksjon gir systemet ingen treghet; operatøren begrenser den i sanntid, og prosenten sier hvor mye av øya som i det øyeblikket gikk på vind, sol og kabler.

Det dyreste intervallet i hver auksjon: IDA1: 448,75 EUR/MWh kl. 16:30 · IDA2: 488,00 EUR/MWh kl. 16:30 · IDA3: 559,00 EUR/MWh kl. 17:00

Forskjellen mot døgnmarkedet beregnes over de FELLES timene, ikke over hele gjennomsnitt: IDA3 dekker bare kvelden, og snittet for den ved siden av dagens snitt ville bare ha sagt at kveldene er dyre. Resultatene fra intradagauksjonene publiseres sent — kontrollert: auksjonene 8. og 9. september 2026 dukket først opp natten til den 10. — så dagen som vises, er en avsluttet dag. Prisene gjelder markedet i republikken (ROI); Nord-Irland har egne priser i det samme dokumentet.

Nord-Irland har ingen egen landkode (koden er GB-NIR) og deler budområdet SEM med Irland, så prisen er felles og telles ikke to ganger. Gapet mellom forbruk og egen produksjon dekkes fra republikken og gjennom Moyle; det er ikke et lands «import», men balansen for en halv øy. SNSP og frekvens publiseres ikke separat for Nord-Irland: systemet er synkront over hele øya.

«Målt forbruk» betyr det som går gjennom målere, ikke systemets produksjon: energi som brukes på stedet, bak måleren, er ikke med. Tallet er kvartalsvis og kommer rundt seks måneder på etterskudd, så det kan ikke sammenlignes med sanntidsforbruket andre steder på denne siden.

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