Trögheten i kraftsystemet är den fysiska egenskap som dämpar frekvensförändringar. Den skapas av de roterande massor i generatorer som lagrar rörelseenergi. När ett kraftverk bortfaller tar trögheten upp en del av energiskillnaden och bromsar frekvensfallet. I takt med att synkrona generatorer ersätts av vind- och solkraft minskar den mekaniska trögheten. Det gör systemet känsligare, snabbare och mer beroende av stödtjänster.

Mekanisk och syntetisk tröghet

I ett traditionellt elsystem bidrog varje generator med en stor roterande massa som automatiskt motverkade snabba frekvensförändringar. Den effekten kallas mekanisk tröghet.

Solceller och vindkraftverk är kopplade till nätet via växelriktare. De roterande delarna i turbinerna är elektriskt isolerade från nätet och kan inte bidra med samma fysiska stabilitet. Därför uppstår ett system där energibalansen måste hållas aktivt genom reglering i stället för naturlig dämpning.

För att delvis ersätta den mekaniska trögheten introduceras begreppet syntetisk tröghet. Den skapas genom att styrsystem i växelriktarna mäter frekvensförändringar och tillfälligt ökar eller minskar effektflödet. Reaktionen sker på millisekunder och efterliknar den mekaniska responsen, men bygger helt på elektronik och styralgoritmer.

Påverkan på frekvensdynamik

Minskad tröghet innebär att frekvensen förändras snabbare vid störningar. Samma produktionsbortfall som tidigare gav en frekvensändring på 0,1 Hz kan nu ge 0,3 Hz. För Svenska kraftnät betyder det att reserver måste aktiveras snabbare och i större volymer. FCR-D måste vara redo inom sekunder, och FCR-N måste reagera mer linjärt för att undvika översvängning.

Även tidsfönstret för aFRR påverkas. När frekvensen ändras snabbare måste regleringen starta tidigare och med större precision.

Beräkning av tröghet i realtid

Förr kunde Svenska kraftnät uppskatta trögheten baserat på antalet generatorer i drift. I dagens system krävs realtidsmätning.

Operatören använder nu data från PMU:er (phasor measurement units) som mäter spänning och frekvens med hög upplösning. Genom att analysera hur frekvensen förändras vid små störningar kan den faktiska trögheten beräknas varje sekund.

Denna information används direkt i dimensioneringen av FCR och aFRR.

Effekten på marknaden för stödtjänster

När trögheten sjunker ökar behovet av stödtjänster, vilket driver upp priserna.
Svenska kraftnät behöver fler resurser med snabb reaktionsförmåga, vilket gynnar batterier, snabbrampande vattenkraft och laststyrning.

Marknadsaktörer som kan leverera kort responstid får därför högre ersättning. Under vintern 2023–2024 steg FCR-D-priserna till rekordnivåer just på grund av låg systemtröghet och hög andel vindkraft.

Den ökade volatiliteten i behovet gör att dagliga variationer blir större. Systemet kan behöva dubbelt så mycket FCR vissa timmar jämfört med andra, beroende på den aktuella trögheten.

Regionala skillnader

Södra Sverige har generellt lägre tröghet än norra delen av landet. Det beror på att de flesta stora vattenkraftverk finns i norr, medan södra systemdelen har mer växelriktarbaserad produktion och högre belastning.

Detta skapar behov av regionalt anpassade reserver. Svenska kraftnät kan därför kräva FCR och aFRR i specifika elområden, inte bara nationellt.

Teknisk anpassning av resurser

För att möta kraven på snabbare reaktioner uppgraderas befintliga resurser med modern styrteknik. Vattenkraftverk installerar frekvenssensorer med högre upplösning och förbättrade regulatorer.
Batterisystem konfigureras för att reagera direkt på frekvenssignalen snarare än via central styrning. På så vis kan de leverera syntetisk tröghet inom millisekunder.

För industrilaster innebär den minskade trögheten att regleralgoritmerna måste bli mjukare för att undvika att skapa sekundära svängningar. Systemet kräver alltså inte bara snabbhet utan också stabilitet.

Utvecklingen av nya stödtjänster

Svenska kraftnät utreder nya produkter för att hantera de snabba frekvensförändringarna. Bland dessa finns:

• Momentan frekvensreserv (FFR) med krav på aktivering inom 1 sekund.
• Reserver för syntetisk tröghet som styrs via växelriktaralgoritmer.
• Regionala frekvensreserver som komplement till de nationella.

Dessa tjänster ska komplettera FCR och minska belastningen på de långsammare reserverna.

Modellering och analys

Den minskade trögheten förändrar kraftsystemets dynamiska beteende. Svenska kraftnät och forskningsinstitut använder numeriska modeller för att simulera hur frekvensen svarar på störningar vid olika tröghetsnivåer.

Resultaten visar att även små förändringar i tröghet kan kräva stora ökningar i FCR-volym för att hålla systemet stabilt. Modelleringen används därför både för driftsplanering och marknadsutveckling.

Nordiskt perspektiv

Alla nordiska länder påverkas av minskad tröghet. Finland och Norge har liknande utmaningar, men Danmark – med mycket vindkraft – har längst erfarenhet av syntetisk tröghet.

Samarbetet inom Nordic Balancing Model syftar till att samordna hur tröghet beräknas, mäts och ersätts. På sikt kan en gemensam marknad för syntetisk tröghet införas, där resurser med snabb styrning får betalt för att bidra till stabilitet.