Irland

354 298 EUR betalades för 5 806,9 MWh balansenergi, det vill säga 61 EUR/MWh i genomsnitt. Det dyraste intervallet: 21:10, 15 216 EUR.

288 av 288 intervall har ett publicerat pris. Priserna är de som SEMO publicerar var femte minut (Imbalance Price Report, BM-025); avräkningspriset per halvtimme kan skilja sig.

Positiv obalans = systemet hade energi över (överskott); negativ = det saknades energi (underskott). Kostnaden är obalanspriset gånger volymen; vid överskott går pengarna åt andra hållet, så stapeln är negativ. Ett negativt pris är verkligt: då betalade den som hade energi över för att bli av med den.

Källa: SEMO, Imbalance Price Report (Imbalance Pricing Period) — obalanspriset och nettovolymen för obalansen i varje femminutersintervall.

Under de senaste sju dagarna låg förbrukningen i genomsnitt på 3 951 MW och varierade mellan 3 233 och 4 627 MW.

Så mättes det: medianen för kl. 02–05 under 7 söndagsmorgnar (3 245 MW) och under 28 arbetsdagsmorgnar, tisdag till fredag (3 372 MW), under de senaste 8 veckorna; genomsnittet över de senaste sju dagarna. Delarna skärs ut ur varandra i tur och ordning och summerar exakt till genomsnittet.

Delarna är former i kurvan, inte kundkategorier: basen rymmer både varje hushålls kylskåp och en fabrik som aldrig stannar; dagen rymmer även fabriker med ett enda skift. ”Industri” och ”hushåll” vore ord som de här uppgifterna inte kan försvara.

Prognosen är stamnätsoperatörens, publicerad på dess egen plattform — inte en modell från oss. Den revideras under dagen; för varje timme visas den senaste versionen. Den pågående timmen visar i staplarna bara det som har ackumulerats hittills.

EirGrid publicerar mätvärden var femte sekund; vi slår ihop dem till minuter, med medelvärde, lägsta och högsta värde. Avvikelsen anges i millihertz från 50 Hz.

Källa: SEMO, Imbalance Price Report (BM-025), var femte minut — ”TotalUnitAvailability”, ”ShortTermReserveQuantity”, ”OperatingReserveRequirement”, ”MarketBackupPrice”. Tillgängligheten är den kapacitet som enheterna anmäler som tillgänglig, inte produktionen; förbrukningen är EirGrids kvartsvärde, taget vid närmaste tidpunkt före den senaste tillgängligheten.

EirGrid beräknar intensiteten utifrån produktionen per bränsle och varje kraftverks utsläpp. Vår mixbaserade uppskattning på andra ställen på webbplatsen använder genomsnittliga faktorer; här är siffran operatörens.

Icke-synkron produktion ger systemet ingen svängmassa; operatören begränsar den i realtid, och procentsatsen anger hur stor del av ön som i det ögonblicket drevs av vind, sol och kablar.

Varje auktions dyraste intervall: IDA1: 300,00 EUR/MWh kl. 21:00 · IDA2: 364,63 EUR/MWh kl. 19:00 · IDA3: 370,00 EUR/MWh kl. 21:00

Skillnaden mot dagen före-priset beräknas över de GEMENSAMMA timmarna, inte över hela genomsnitt: IDA3 täcker bara kvällen, och dess genomsnitt bredvid dagens genomsnitt hade bara sagt att kvällarna är dyra. Intradagsresultat publiceras sent — kontrollerat: auktionerna den 8 och 9 september 2026 dök upp först natten till den 10:e — så den dag som visas är en avslutad dag. Priserna gäller republikens marknad (ROI); Nordirland har egna priser i samma dokument.

Nordirland har ingen egen landskod (koden är GB-NIR) och delar elområdet SEM med Irland, så priset är gemensamt och räknas inte två gånger. Skillnaden mellan förbrukning och egen produktion täcks från republiken och via Moyle; den är inte ett lands ”import” utan balansen för en halv ö. SNSP och frekvens publiceras inte separat för Nordirland: systemet är synkront över hela ön.

”Uppmätt förbrukning” betyder det som passerar elmätare, inte systemets produktion: energi som förbrukas på plats, bakom mätaren, ingår inte. Siffran är kvartalsvis och kommer ungefär sex månader i efterhand, så den går inte att jämföra med förbrukningen i realtid på andra ställen på den här sidan.

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