Bengt J. Olsson
LinkedIn: beos
X/Twitter: @bengtxyz
AI-sammanfattning
- Scenariot. Delscenario 2 lägger till 1,5 GW ny kärnkraft i södra Sverige för att efterlikna Svenska kraftnäts Mixat Medel-scenario (LMA26 MM). Inlägget jämför den nya modellen (run533) med originalbloggen från juni (run191). Modellförändringarna beskrivs i baseline-inlägget, och prisbildningen i Del 2.
- Energibalansen. Solen minskar från 77 till 65 TWh och havsvinden ökar från 11 till 27 TWh, nästan helt i södra Norge. Den kalibrerade, trögare vattenkraften gör solel mindre värd, och i SE-S krockar solen dessutom med kravet på nätstyrka. Sveriges nettoexport halveras till 8,6 TWh, och Finlands gaskraft försvinner.
- Mot baselinescenariot. Jämfört med den nya baselinen utan de 1,5 GW (run570) ger kärnkraften 10,8 TWh/år, tränger undan 2,8 GW sol och 1 GW havsvind, sänker de svenska priserna med cirka 5 €/MWh och gör synkronkompensatorer i SE-S onödiga. Netto blir systemet 145 M€/år dyrare (+0,7 %), så modellen bygger den inte själv.
- Mot LMA26 MM. Sverige stämmer väl: samma kärnkraft och vätgas, elanvändning 242 mot 240 TWh och export 8,6 mot 5 TWh. Den stora skillnaden är dansk havsvind, 2,6 mot 11,6 GW. LMA26 räknar med två danska energiöar med egna kablar till Tyskland, så där blir Danmark storexportör och Norden exporterar 44 TWh, mot 2 TWh i NordPSA.
- Stabilitetskraven klaras varje timme. Med rotationsenergi minst 120 GWs och nätstyrka (SCR) minst 2,0 i varje zon klarar det byggda systemet båda kraven under alla tre väderår. Det är nätstyrkan som biter, i Finland cirka 1 600 och i SE-S cirka 850 timmar per år. Trögheten kommer på köpet.
Andra delscenariot i den uppdaterade NordPSA serien handlar om ett exogent tillägg av 1,5 GW kärnkraft i södra Sverige, i tillägg till den endogena expansionen av det nordiska elsystemet 2040. Syftet med detta delscenario är att få en modell som så mycket som möjligt överensstämmer med Mixat Medel scenariot i Svenska Kraftnäts rapport “Långsiktig Marknadsanalys 2026”.
I den här bloggen beskriver vi vad som har ändrats i modellen sedan originalbloggen (run191) och hur det har ändrat energibalansen i den nya modellen (run533). Två stora tillägg är att vattenkraften har kalibrerats mot hur den verkliga vattenkraften beter sig, och att modellen nu har stabilitetskrav. Stabiliteten beskrivs i detalj längst ner. Prisbildningen i scenariot behandlas i Del 2.
Originalbloggen (Delscenario 2) – om detta delscenario skrevs i juni och baserades då på en 3h expansion enbart. Sen dess har modellen utvecklats mycket, speciellt med hanteringen av vattenkraft, men också i många andra aspekter. Nu körs den också på samma sätt som SvK gör, med en 2h expansion som optimerar investeringarna av resurserna i systemet, följt av 1h “dispatch” eller driftsoptimering med låsta kapaciteter från expansionen, men som istället, med hjälp av så kallad “begränsad framsyn” optimerar hur respektive kraftslag dispatchar sin energi och lagringsresurserna förflyttar energi i tiden.
Se baseline-inlägget för en beskrivning av modelländringarna sen juni.
Resultat
Energibalanser
Tabellen visar energibalanserna för originalbloggen (run191) och den nya modellen (run533).
| TWh/år | SE | NO | DK | FI | Norden | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| run191 | run533 | run191 | run533 | run191 | run533 | run191 | run533 | run191 | run533 | |
| Tillförsel | ||||||||||
| Vattenkraft | 67,8 | 67,0 | 141,8 | 141,7 | 0,0 | 0,0 | 13,9 | 14,2 | 223,5 | 222,9 |
| Kärnkraft | 61,3 | 61,4 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 33,2 | 33,1 | 94,5 | 94,6 |
| Vind onshore | 99,9 | 99,5 | 30,0 | 30,0 | 16,4 | 16,3 | 72,3 | 75,5 | 218,6 | 221,3 |
| Vind offshore | 0,5 | 0,5 | 0,0 | 16,9 | 10,0 | 10,1 | 0,0 | 0,0 | 10,5 | 27,4 |
| Sol | 20,5 | 12,1 | 12,6 | 5,8 | 37,9 | 38,7 | 6,4 | 8,7 | 77,4 | 65,3 |
| Termisk | 10,8 | 10,5 | 2,3 | 2,3 | 9,7 | 9,1 | 13,1 | 12,3 | 35,9 | 34,2 |
| Gas | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 7,6 | 0,0 | 7,6 | 0,0 |
| PRODUKTION TOTAL | 260,7 | 251,0 | 186,7 | 196,7 | 74,0 | 74,1 | 146,5 | 143,8 | 668,0 | 665,6 |
| Förbrukning | ||||||||||
| Last | −201,9 | −201,9 | −166,0 | −166,0 | −69,2 | −69,2 | −129,4 | −129,4 | −566,6 | −566,6 |
| H2 (elektrolys + oflex) | −24,0 | −24,0 | −15,1 | −12,2 | −1,0 | −0,8 | −12,1 | −9,5 | −52,2 | −46,6 |
| Värme (VP+panna) | −1,2 | −1,5 | 0,0 | 0,0 | −0,8 | −2,3 | −0,8 | −3,4 | −2,8 | −7,2 |
| EV-laddning | −15,0 | −15,0 | −16,2 | −16,2 | −9,0 | −9,0 | −4,0 | −4,0 | −44,2 | −44,2 |
| Synkronkomp. (hjälpkraft) | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | −0,2 | 0,0 | −0,2 |
| Efterfrågeflex (DSR) | 0,0 | 0,4 | 0,0 | 0,5 | 0,0 | 0,1 | 0,0 | 1,1 | 0,0 | 2,2 |
| Batteri (netto ut) | −0,4 | −0,4 | 0,0 | 0,0 | −0,4 | −0,5 | −0,2 | −0,2 | −0,9 | −1,1 |
| Kontinental export | −1,9 | −0,3 | 0,2 | −3,0 | 0,6 | 0,8 | −0,1 | 0,4 | −1,2 | −2,0 |
| Norden-intern export | −16,3 | −8,3 | 10,4 | 0,2 | 5,8 | 6,8 | 0,0 | 1,3 | 0,0 | 0,0 |
| KONSUMTION TOTAL | −260,7 | −251,0 | −186,7 | −196,7 | −74,0 | −74,1 | −146,5 | −143,8 | −668,0 | −665,6 |
| BALANS (≈ 0) | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| (Spill vind/sol) | 0,2 | 0,5 | 0,0 | 0,0 | 2,6 | 2,6 | 0,5 | 1,5 | 3,4 | 4,6 |
run570 → run533: vad gör 1,5 GW ny kärnkraft?
Den nya baselinen (run570, se baseline-inlägget) är samma modell som run533, med samma budtrappa och stabilitetskrav, men utan de 1,5 GW ny kärnkraft i SE-S som LMA26 MM förutsätter. Skillnaden mellan körningarna visar alltså vad den nya kärnkraften gör.
- Kärnkraften tränger undan sol och havsvind. Den ger 10,8 TWh/år och ersätter 2,8 GW sol (främst i SE-S och NO-N) och 1,0 GW havsvind i södra Norge.
- Sverige exporterar mer. Nettoexporten går från ungefär noll till 8,6 TWh, mest till grannländerna. Norden som helhet exporterar 2,6 TWh mer till kontinenten.
- Lägre priser i Sverige. Medelpriset sjunker med 4,6–5,0 €/MWh i SE-N och SE-S, och timmarna över 200 €/MWh halveras (48 → 25 per år). I Finland sjunker priset 2,0 €/MWh, i Norge och Danmark mindre än 1,3.
- Nätstyrkan blir billigare. Reaktorerna i SE-S ger kortslutningseffekt, så de 0,9 GVA synkronkompensatorer som annars behövs där byggs inte.
- Kostnaden. Räknat med kärnkraftens kapitalkostnad, cirka 850 M€/år, blir systemet 145 M€/år dyrare (+0,7 %). Besparingarna i sol, havsvind, synkronkompensatorer och bränsle, cirka 700 M€/år, täcker alltså inte hela kapitalkostnaden. Det är därför modellen inte bygger kärnkraften själv.
Mot LMA26 MM
Sverige stämmer väl med LMA26, Mixat Medel scenario, på de stora posterna. Kärnkraften är densamma (61 TWh, exogen i båda), elanvändningen nästan densamma (242 mot 240 TWh, varav vätgas 24 TWh i båda) och vattenkraften 2 TWh lägre (67 mot 69). Vi har däremot något mer landvind (99,5 mot 94 TWh), ungefär lika mycket sol (12 mot 11) och mindre kraftvärme (10,5 mot 14), så Sverige exporterar 8,6 TWh mot LMA26:s 5. I originalbloggen var den svenska exporten 18,3 TWh.
Den stora skillnaden finns i övriga Norden, och den heter dansk havsvind. LMA26 MM har 11,6 GW havsvind i Danmark, medan NordPSA bara har dagens 2,6 GW och i stället bygger mer sol (32 mot 24 GW). I LMA26 blir Danmark en storexportör (+34 TWh), men i NordPSA är Danmark nettoimportör (−7,6 TWh). Den viktigaste förklaringen är att LMA26 räknar med två danska energiöar, Bornholm (2037) och Nordsjön (2040), var och en med 1 200 MW mot Danmark och 2 000 MW mot Tyskland. Öarnas havsvind kan alltså exporteras direkt till Tyskland. Båda projekten är osäkra, och de finns inte med i NordPSA, där förbindelsen Danmark–Tyskland är 4 500 MW.
Öarna förklarar dock troligen inte hela skillnaden. En bidragande orsak kan vara att kontinenten i NordPSA är en fast, historisk prisprofil uppskalad till 2040 och inte ett samoptimerat Europa, där efterfrågan på export kan betala för havsvinden. Med Danmark som nettoimportör blir också Nordens nettoexport mycket lägre, 2 TWh mot LMA26:s 44. Norge (+2,8 mot +1 TWh) och Finland (−1,7 mot +4) ligger närmare, och i Danmark, Finland och Norge sammantaget stämmer landvind, kärnkraft och vattenkraft inom några procent.
Stabilitetsaspekter
Ett mycket viktigt tillägg i det här delscenariot är att vi också tittar på stabilitetsaspekter av systemet, i form av rotationsenergi och nätstyrka (eller “kortslutningseffekt”). Detta är en inte helt trivial uppgift då modellen i grunden är en balansmodell och inte en elektrisk/fysikalisk modell, den vet hur mycket energi som produceras och flyttas mellan zonerna varje timme, men inget om spänningar, strömmar eller vad som händer de första sekunderna efter ett fel. Dessa två storheter, rotationsenergi och nätstyrka, kan dock approximeras, som en funktion av “inkopplad effekt” hos synkrongeneratorerna i modellen, utan att den detaljerade fysiken behöver modelleras.
Sammanfattning
- Kraven klaras varje timme. Med rotationsenergi ≥ 120 GWs och nätstyrka (SCR) ≥ 2,0 i varje zon, gemensamt för SE-S och DK2, klarar det byggda systemet båda kraven alla timmar under tre väderår. Utan krav hade rotationsenergin legat under 120 GWs i 278–1 148 timmar per år.
- Nätstyrkan är den bindande bristen, inte trögheten. SCR-kravet biter i Finland (~1 600 h/år), SE-S (~850) och SE-N (~350), mest mitt på soliga eller blåsiga dagar. Tröghetskravet klaras på köpet av den vattenkraft som kopplas in för nätstyrkans skull.
- Lösningen är synkronkompensatorer och mindre sol där nätet är svagt. Modellen bygger 1,8 GVA synkronkompensatorer, alla i Finland. I SE-S behövs inga, eftersom kärnkraften ger mycket kortslutningseffekt och solen i SE-S har minskat från 20 till 11 GW. Nya nätbildande batterier byggs inte alls, inte ens till halva kostnaden, när scenariots 12 GW batterier redan finns och hälften av dem antas vara nätbildande.
- Kostnaden är måttlig. Kraven kostar ungefär 160 M€ per år, knappt 0,8 % av systemkostnaden (med den tidigare vattenkraftsmodellen cirka 220 M€). Den syns som synkronkompensatorer, hjälpkraft (0,2 TWh) och mer spill, främst i Finland.
- Att det blir billigt beror på kärnkraften. Reaktorerna i SE-S ger kortslutningseffekt motsvarande ungefär 7 GVA synkronkompensatorer.
Elnätets balansakt: frekvens, spänning och den dolda bristvaran “styrka”
Ett stabilt elnät balanserar egentligen bara två saker: frekvens och spänning. Frekvensen är hela systemets puls, den ska ligga på 50 Hz oavsett var i Norden man mäter. Spänningen däremot är lokal och måste hållas rätt i varje punkt för sig.
Dagens nordiska system är byggt kring synkrona maskiner: vattenkraftsgeneratorer, kärnkraftsturbiner och kraftvärmeverk, vars tunga roterande massor är direkt kopplade till nätets frekvens. De ger två saker “gratis”, som biprodukter av att de producerar el.
Frekvens har både ett trögt och ett snabbt försvar
Den första gratisprodukten är rotationsenergi, tröghet. När ett stort kraftverk plötsligt löser ut bromsas frekvensfallet av energin som finns lagrad i alla roterande massor. Ju mer rotationsenergi, desto långsammare faller frekvensen och desto mer tid har reserverna att reagera.
Det är det första av tre lager som håller frekvensen. Tröghet verkar omedelbart och utan fördröjning. Sedan tar snabba reserver vid inom någon sekund, och till sist primärreglering som återställer balansen helt. Frekvenshållning är därmed ett moget problem med en fungerande marknad bakom sig, byggt på att tröghet historiskt kommit gratis från samma stora kraftverk som gett resten av systemet dess styrka.
Värt att notera: rotationsenergin är en gemensam storhet för hela det nordiska synkrona systemet. Minimikravet på 120 GWs gäller alltså för alla zoner tillsammans, med undantag för DK1 som tillhör det centraleuropeiska synkronnätet.
Spänning har två sidor
Den andra gratisprodukten är nätstyrka, kortslutningseffekt. Vid ett fel levererar synkrona maskiner en stor felström, flera gånger sin märkström. Det håller uppe spänningen, gör att skydden kan se och koppla bort felet, och ger ett styvt nät som kraftelektroniken kan synkronisera mot.
Spänningshållning har alltså två separata aspekter som lätt blandas ihop:
Reaktiv effekt är själva balansen: tillräckligt mycket VAr på rätt plats för att hålla spänningen inom gränserna. I normaldrift kan det i stor utsträckning lösas med utrustning som kondensatorbatterier, SVC och STATCOM, och blir då främst en fråga om kapacitet och placering. Vid fel är bilden mer komplicerad. Statisk kompensering ger mindre när spänningen sjunker och saknar generatorns kortvariga överlastförmåga. Därför kan den inte fullt ut ersätta synkrona maskiner när det gäller dynamisk spänningsstabilitet, vilket i praktiken ofta är det som begränsar överföringen. I dag är det främst kärnkraften i södra Sverige som står för stödet, vilket är skälet till att Svenska kraftnät sänker överföringskapaciteten när ett block är ur drift.
Nätstyrka är hur känsligt nätet är för störningar. Ett starkt nät håller spänningen stilla även vid stora förändringar; ett svagt nät svänger kraftigt av samma störning. Till skillnad från rotationsenergin är detta en mycket lokal storhet som i princip varierar från punkt till punkt i nätet, vilket gör den svårare att hantera. I modellen har nätet i varje zon dragits ihop till en punkt där zonens synkrona generatorer bestämmer kortslutningseffekten, och där summan av all inmatning från sol och vind går in. Kvoten mellan dessa två, Short Circuit Ratio (SCR), är det vanliga måttet; här har en gräns på 2 använts som krav.
Nätstyrkan och reaktiv effekt är de svåra bitarna
Vind, sol och batterier ansluts via kraftelektronik. De bidrar i praktiken inte med någon tröghet, bara med en liten felström. De vanliga nätföljande växelriktarna behöver tvärtom ett tillräckligt starkt nät för att fungera stabilt. När andelen väderberoende produktion ökar trängs de synkrona maskinerna undan, och därmed både trögheten och nätstyrkan, särskilt under soliga, blåsiga timmar med låg last. Problemen kan underlättas genom att öka andelen nätbildande VRE anslutningar, men dessa kommer inte ta bort den grundläggande nätsvagheten.
Frekvens är i praktiken hanterbart: frekvensen upprätthålls även i framtiden av de tunga synkrona aggregat som vi även fortsättningsvis kommer att ha i drift.
Reaktiv effekt är dock problematisk. I det statiska fallet kan lokala reaktiva problem relativt billigt hanteras med STATCOMs och liknande traditionella metoder. Men i det dynamiska fallet så påverkar bortfall av reaktiv effekt (genom ett reaktorblock i revision till exempel) överföringsförmågan i nätet.
Behovet av reaktiv effekt skulle grovt kunna modelleras från överföringen mellan norra och södra Sverige, eftersom ledningarnas reaktiva förluster växer med flödet. Det skulle kunna tillgodoses av synkronkompensatorer och nätbildande batterier genom ett krav på att kortslutningseffekten i den mottagande zonen ska stå i proportion till importen. Men det är för tillfället utlämnat.
Nätstyrka fungerar på ett annat sätt sätt. Den kräver fysisk rotationsmassa eller nätbildande omriktare (grid-forming, GFM) som efterliknar den, och ju fler vanliga, nätföljande omriktare som ansluts i ett redan svagt område, desto svårare blir det, inte lättare.
Det är därför nätstyrka och reaktiv effekt som är de mest strukturella av bristerna: de byggs inte bort genom att lägga till mer av samma sorts teknik som orsakar problemet.
Lösningarna
Två spår, i praktiken: synkronkompensatorer, utrangerade generatorer som får snurra fritt och ge nätet tillbaka sin fysiska stelhet och reaktiva effekt, eller nätbildande batterier, omriktare med ny styrteknik som elektroniskt efterliknar samma beteende, med bonusen att de även kan starta ett nät från stillastående.
Nätbildande batterier har dock en gräns synkronkompensatorn inte har: kortslutningsströmmen begränsas av halvledarnas strömtak, typiskt bara någon till ett par gånger märkström. En synkronkompensator kan ge betydligt mer under de första ögonblicken av ett fel, vilket spelar roll för hur skydden i nätet hinner reagera.
Ingen av lösningarna är billig. Men i takt med att synkrona anläggningar läggs ned och andelen VRE anslutningar ökar är det just detta som avgör hur långt elektrifieringen kan drivas utan att nätet blir farligt känsligt.
Se längre ner för en mer detaljerad metodbeskrivning.
Stabilitet i driften
Med de byggda synkronkompensatorerna och de nätbildande batterierna klarar driftoptimeringen (run533) båda kraven varje timme under alla tre väderåren, utan att någon gång behöva bryta dem. Utan krav hade rotationsenergin legat under 120 GWs mellan 278 och 1 148 timmar per år. Intervallet beror på att modellen utan krav inte avgör hur många aggregat som delar på produktionen: få aggregat på full last ger lite tröghet, många på dellast ger mycket.
Det är nätstyrkan som biter, inte trögheten. SCR-kravet är bindande ungefär 1 600 timmar per år i Finland, 850 i SE-S och 350 i SE-N, oftast mitt på dagen. I SE-S är det en sommarfråga, där solen trycker undan den synkrona produktionen april–september. I Finland förekommer det året runt, driven av vinden. I södra Norge binder kravet nästan aldrig längre, eftersom solen där har minskat. Rotationsenergikravet blir däremot aldrig bindande i sig: den vattenkraft som kopplas in för nätstyrkans skull ger tillräckligt med tröghet på köpet.
Kraven kostar ungefär 160 M€ per år, knappt 0,8 % av systemets kostnad. Det har jag mätt genom att köra samma expansion utan kraven. Kostnaden består av synkronkompensatorer (1,8 GVA, alla i Finland), sol som byggs där den gör mindre nytta som energi (7,4 GW färre i SE-S, som i stället hamnar i Norge, Finland och SE-N), och mer spill. Med den tidigare vattenkraftsmodellen var kostnaden cirka 220 M€ per år. Skillnaden beror på att den nya, styvare vattenkraften redan gör solen mindre lönsam, så det finns mindre sol i SE-S att tränga undan och nästan inga synkronkompensatorer behövs där.
Att stabilitetskraven blir så billiga beror till stor del på den befintliga kärnkraften. Reaktorerna i SE-S ger lika mycket kortslutningseffekt som ungefär 7 GVA synkronkompensatorer, och modellen behöver inte bygga några synkronkompensatorer alls där. Utan kärnkraften hade behovet blivit mångdubbelt, eller så hade mycket mer sol och vind fått spillas. Rotationsenergin hade däremot gått att hantera genom att köra mer vattenkraft.
Metodbeskrivning: Så räknar modellen på stabilitet
Grundidén är att modellen varje timme håller reda på hur mycket synkron kapacitet som är inkopplad (snurrar) i varje zon, inte bara hur mycket den producerar.
- Inkopplad kapacitet. För varje synkront kraftslag (reglerbar vattenkraft, gasturbiner, ny kärnkraft) finns en variabel “inkopplad effekt”. Den kostar ingenting i sig, men den som är inkopplad måste producera minst en viss andel av den, en minsta last: vattenkraft 30 %, gas/kraftvärme 40 %, ny kärnkraft 60 %. Det är denna koppling som ger tröghet och nätstyrka ett pris. Vill systemet ha mer snurrande massa måste det också köra mer synkron produktion, och den energin måste få plats någonstans, oftast genom att vind eller sol får backa. Kraftslag som redan går som “must-run” (befintlig kärnkraft, kraftvärme, strömkraftverk) räknas som inkopplade enligt sin tillgänglighet.
- Rotationsenergi. Varje inkopplad MW ger en rotationsenergi enligt typvärden för tröghetskonstant och effektfaktor per kraftslag. Summan över Norden ska varje timme vara minst 120 GWs. Danmark vägs med 0,35, eftersom bara DK2 ingår i det nordiska synkronområdet.
- 120 GWs är samma nivå som Svenska kraftnät redovisar i LMA26. Enligt de nordiska systemoperatörerna är det den nivå där frekvensregleringen (FCR-D) fortfarande är stabil.
- Nätstyrka. För varje zon räknas kortslutningseffekten från de inkopplade synkrona maskinerna och ställs mot den effekt som just den timmen matas in via växelriktare (vind, sol och batteriurladdning). Kvoten (short circuit ratio, SCR) ska vara minst 2,0.
- Nivån är vald så att den motsvarar “inte svagare än dagens svagaste timmar”: dagens system ligger under 2 i mindre än 1 % av timmarna, och bara i SE-N.
- Danmark är för svagt för att klara ett eget krav, eftersom där i stort sett bara finns kraftvärme. Men DK2 är växelströmsansluten till södra Sverige. Därför slås SE-S och 35 % av DK ihop till ett gemensamt krav, så att de svenska maskinerna i SE-S kan bära DK2 utan att räknas två gånger.
- Vad modellen kan göra åt det. När kraven biter har modellen tre verktyg:
- koppla in mer synkron produktion, framför allt vattenkraft, som ändå finns
- begränsa vind och sol under de kritiska timmarna
- investera i synkronkompensatorer: roterande maskiner utan turbin, som ger tröghet och felström men ingen energi (antaget 200 €/kVA plus 1 % förluster)
Modellen kan även investera i nya nätbildande batterier (GFM-batterier), som bidrar med tröghet och felström utan att räknas som svag växelriktarlast. I den här körningen investeras dock inte i nya batterier. Batterierna är scenariots fasta flotta, 12 GW / 24 GWh, samma som i tidigare körningar, men hälften av dem (de som installeras i den senare delen före 2040) antas vara nätbildande.
Känslighetskörningar visar att nya nätbildande batterier, även när kostnaden för dessa halveras mot det SvK anger i LMA26, inte byggs alls när scenariots 12 GW redan finns på plats, varken för prisarbitrage eller för nätstyrkan. I tidigare körningar utan scenariots batterier byggdes en mindre mängd, främst i Danmark och Finland, men i huvudsak för prisarbitrage och inte för sina nätstärkande egenskaper.
De har också en delvis annorlunda roll än synkronkompensatorer, de ger inte lika mycket kortslutningseffekt då de är strömbegränsade genom sin halvledarstruktur, men kan i stället ge aktiv/reaktiv effekt under längre tid tack vare sitt energilager. I den här modellen kan man grovt säga att synkronkompensatorer ger det momentana stödet, för att sen kompletteras med FFR. GFM gör något “mittemellan”, men har sina egna fördelar. Det finns en hel uppsättning stödfunktioner som behövs för att hålla nätet stabilt, men för storskalig tröghet och nätstyrka används här synkronkompensatorer som modelleringsenhet.
Modellen räknar inte heller med något stabilitetsstöd från utlandsförbindelserna, och det är en rimlig bild av dagens kablar. Likströmskablarna (HVDC) kopplar isär näten och ger ingen fysisk tröghet. De kan i och för sig tillföra mer effekt vid behov och på det sättet erbjuda en FFR-liknande tjänst, men inte tröghet och nätstyrka i vår bemärkelse. De äldre, tyristorbaserade förbindelserna, till exempel SwePol, NorNed och EstLink 2, kräver dessutom själva ett starkt nät för att fungera. De modernare kablarna, som NordLink, North Sea Link och Viking Link, har omriktare som kan reglera snabbt, men de är byggda för att följa nätet, inte för att bilda det. Det håller dock på att ändras: de nordiska systemoperatörerna har börjat ställa krav på så kallad nätbildande förmåga för nya HVDC-förbindelser. En nätbildande kabel kan ge ett tröghetsliknande stöd när det finns marginal på förbindelsen, men bara begränsat med kortslutningseffekt. Och det är framför allt kortslutningseffekt som är bristvaran i det framtida systemet.
Det här är alltså en förenklad, “zonal” bild, och har därför begränsningar:
- All kortslutningseffekt i en zon räknas som om den fanns i en enda punkt, utan nätets impedans. Verklig SCR mäts i anslutningspunkten för varje enskild anläggning och är alltid lägre. En zonal SCR på 2 är därför inte samma sak som SCR 2 vid en vindpark. Valet av gränsvärdet SCR = 2 är dessutom ganska arbiträrt valt.
- Beräknat på normaldrift, inte N-1: I SE-S ger ett block på 1,4 GW kärnkraft ungefär 4 GVA. Om det löser ut skulle kortslutningseffekten gå från cirka 36 till 32 GVA, och SCR från 2,0 till cirka 1,8. Så fler synkronkompensatorer skulle behövas.
- Alla parametrar (tröghetskonstanter, reaktanser, minsta laster) är typvärden från litteraturen, inte mätningar av den nordiska flottan.
- Inkopplingen är linjäriserad: en zons vattenkraft blir “en andel av flottan inkopplad” snarare än enskilda aggregat. Det är rimligt för hundratals vattenkraftsaggregat men optimistiskt för några få stora kärnkraftsblock.
- Stödet från grannländernas växelströmsnät (t.ex. Tyskland till DK1) finns inte med, och HVDC-förbindelserna ger ingen tröghet alls.
- Alla växelriktare för vind och sol antas vara nätföljande (av batterierna är hälften nätbildande, se ovan). Nätbildande (grid-forming) vind, sol och batterier kan enligt ovan mildra nätstyrkeproblemet, men inte eliminera det. Dessutom kan för många nätbildande anslutningar skapa egna problem i form av kontrollinteraktioner.