Mandag 28. april gikk Spania og deler av Portugal i svart. Et av de mest omfattende strømbruddene i nyere europeisk historie var et faktum.
Alle årsakene er ikke klarlagt. De europeiske systemoperatørene i ENTSO-E har satt ned ei ekspertgruppe for å grave i årsakssammenhengen. Men noe veit vi allerede.
Opplysninger fra den spanske systemoperatøren Red Electrica (som tilsvarer norske Statnett) viser at problemet ikke skyldtes mangel på krafttilgang eller eksepsjonelt høyt forbruk. 50–60 prosent av produksjonen kom fra solkraft, noe som er normalt for Spania i sommerhalvåret. Bruddet skjedde også midt på dagen, da sola står på sitt høyeste. På dette tidspunktet lå strømprisen rundt null. De franske og spanske systemoperatørene (RTE og REE) registrerte brå frekvensvariasjoner like etter klokka tolv, og gjorde tiltak for å korrigere avviket.
I øyeblikket bruddet inntraff melder systemoperatørene at det ikke var unormale svingninger i frekvensen. Plutselig skjedde det et spenningsfall og 15 gigawatt produksjonskapasitet falt ut. Automatiske sikringsmekanismer stenger ned kraftgeneratorer når det oppstår overspenning, overlast eller frekvensfall i nettet, for å sikre mot brann eller skade på generatoren. Hvorfor dette skjedde i en tilsynelatende normalsituasjon, gjenstår det å få endelig svar på.
Et system i ubalanse
Strøm må brukes i samme øyeblikk som den blir generert, derfor må det være balanse mellom produksjon og forbruk. Nettfrekvensen må ligge på 50 Hz for å holde systemet synkront. Faller den ned mot 49 er situasjonen kritisk. Når store mengder kraft brått blir matet inn i eller faller ut av nettet, noe som er typisk for vind- og solkraft, må dette umiddelbart balanseres med termisk kraft eller vannkraft som hurtig kan «skrus av eller på».
Illustrasjon fra Statnett.Frekvensen i kraftsystemet på den iberiske halvøya sank ned mot 48 Hz og var da ikke lenger synkront mot naboland. Det lot seg enkelt sagt ikke balansere og alt gikk i svart. Først ble luftlinjene med vekselstrøm mellom Frankrike og Spania frakobla. Noen minutter seinere skjedde det samme med likestrømsforbindelsen mellom de to landa.
Hvis forsyninga ikke gjenopprettes innen en time, er omkostningene for samfunnet enorme for alt fra helsevesenet til frysedisker i matbutikken. I Spania tok det 24 timer før strømforsyninga var gjenopppretta over hele landet. Den spanske arbeidsgiverorganisasjonen CEOE anslår at næringslivet alene led et tap på 1,6 milliarder euro.
Energimiksen gir ustabilitet
Regulerbare vannkraftmagasiner er den optimale balansekraften, men kjernekraft-, gass- og kullkraftverk kan også reguleres på kort varsel. Fransk kjernekraft har trolig bidratt til at bare grenseområdene ble rammet via utenlandsforbindelsen til Spania.
Frekvensstabiliteten i kraftsystemet er avhengig av roterende masse (roterende energi) i synkrone maskiner som er tilkoblet kraftnettet. Størstedelen av den roterende massen finnes i vannkraftverk og termiske kraftverk. Vindkraft bidrar ikke med roterende masse ettersom generatorene ikke er synkront kobla til kraftnettet.
Energimiksen i Spania, dominert av sol og vind, har utsatt nettet og balansesystemene for ekstra belastninger. Det ligger i sakens natur at skiftende værforhold kan gi sjokkbelastninger. Regulerbar kraft tjener som «støtdemper». Problemet er at regulerende balansekraft og de fysiske sikringsmekanisme er bygget ned samtidig som nettet utsettes for en stadig større andel væravhengig strømproduksjon.
Problemets kjerne er et altfor utålmodig «grønt skifte» kombinert med grunnideen til den europeiske energiunionen: Markedsmekanismer og «prisinsentiver» ned til 15 minutters intervaller er det som skal sikre stabiliteten i nettet ved å balansere tilbud og etterspørsel. Kraftmarkedet er nå det viktigste virkemiddelet for å holde systemet i balanse; et kommersielt marked som ofte utfordrer de fysiske lovene. Graden av etterspørsel etter den dyreste kilowatten (oftest gasskraft) bestemmer hvor mye kraft som genereres og hvor strømmen flyter. Denne etterspørselen på kraftbørsene, delvis basert på finansielle instrumenter, kan imidlertid også være kunstig og dermed villedende. Mer om det nedenfor.
Metodologien handler om å tøye kraftnettets grenser til det ytterste og å redusere sikkerhetsmarginene, samtidig som kraftbaronene sikres maksimal fortjeneste.
Markedsspill med kritisk infrastruktur
Denne formen for et væravhengig «grønt skifte» uten reserveløsninger er et hasardiøst spill med kritisk infrastruktur. Hele energisystemet er basert på en markedslogikk der det er prisen per kilowattime i et gitt øyeblikk som skal bestemme om produksjonen skal øke eller om kraftverk og generatorer skal stenges ned. Forskjellige typer frekvensreserver blir brukt til å stabilisere frekvensen. Raske frekvensreserver (FFR) er siden 2022 et kommersielt produkt som skal gi rask effektrespons. På den andre sida kan markedsaktører også reservere kapasitet i overføringsledningene, en kapasitet som de kanskje ikke bruker, noe som igjen åpner for spekulasjon for å påvirke prisen.
Norge er i den heldige situasjonen at 90 prosent av krafta er regulerbar vannkraft, lagret i magasinene. Det norske kraftsystemet er del av det (vekselstrømsbaserte) nordiske synkronområdet. Likestrømskabler fra Skandinavia til kontinentet skulle sikre mot sammenblanding av frekvensområdene og tilhørende risiko for et ustabilt nordisk kraftmarked. Dagens all-europeiske nettkoder (algoritmer) tar ikke nødvendigvis hensyn til ulike frekvenskrav i et nordisk område der utvekslingen overveiende skjer i form av vekselstrøm og ikke likestrøm.
Statnett forklarer dette slik:
«Med økende overføringskapasitet ut av det nordiske synkronsystemet og økende andel vindkraftproduksjon i Norden øker utfordringene for systemstabiliteten.»
Tidligere ga norsk vannkraft, svensk kjernekraft og dansk kullkraft god sikring mot farene ved brå endringer i krafttilgangen. Nye kabler og overføringslinjer mellom Skandinavia og kontinentet med høy kapasitet gjør oss mer utsatte enn før. Danmark har stengt ned så godt som all regulerbar kraftproduksjon. For å gjøre det hele verre, pålegger energipakkene fra EU såkalt flytbasert markedskobling, der algoritmer overstyrer delvis manuelle sikkerhetsprosedyrer. I tillegg har energibyrået ACER, som nå kan diktere Norge via EØS-politiet ESA og Reguleringsmyndigheten for Energi (RME), innlemma Sørvest-Norge i den tysk-hollandske kapasitetsregionen Hansa.
Mer av feil medisin
Tilhengerne av dette markedsbaserte europeiske strømsystemet bruker nå blackouten i Spania som argument for at det må bygges enda flere utenlandsforbindelser, slik at importert balansekraft kan redde land med stor fornybarandel fra lignende hendelser.
Dette er i beste fall en halvsannhet. Stor avhengighet av forbindelsesledninger – spesielt HVDC-koblinger (høyspent likestrøm) – skaper risiko på grunn av sårbarheter i omformerstasjoner og gir synkroniseringsutfordringer. Likestrømsforbindelser «frakobler» frekvensen mellom vekselstrømsnett, noe som kompliserer gjenoppretting ved kriser.
Presset mot Norge for å bygge flere utenlandskabler vil trolig øke enda mer framover. Tanken er at norsk balansekraft (vannkraft) kan bidra til å balansere nettet i land på kontinentet som har skrota sin egen balansekraft. Danmark er for eksempel helt avhengig av balansekraft fra Norge og Sverige.
Denne solidariteten har ei alvorlig bakside. En stor blackout i Europa (for eksempel som følge av cyberangrep eller ekstremvær) kan spre seg til Norge via kablene, sjøl om det norske nettet ellers er robust. Utenlandsforbindelser må derfor kombineres med nasjonal balansekraft for å sikre stabilitet i nettet.
En fornuftig kombinasjon av grensekryssende forbindelser og nasjonale reservekapasiteter er avgjørende for moderne strømnett. For stor avhengighet av importert kraft utsetter nasjonale nett for eksterne sjokk (f.eks. feil i nabolandsnett).
De som tar til orde for nye utenlandsforbindelser mellom Norge og kontinentet unngår å fortelle at vi samtidig importerer mer ustabil strømforsyning i vårt eget strømnett. I tillegg til ågerprisene som følger med på lasset.
