Kraftsituasjonen pr. 12. september:

Transkript

1 Kraftsituasjonen pr. 12. september: Svak økning i magasinfyllingen Det nyttbare tilsiget til de norske vannmagasinene var 2,7 TWh, eller 2 prosent mer enn normalt i uke 36. Dette var litt mer enn kraftproduksjonen, slik at fyllingsgraden økte med,1 prosentpoeng til 93,4 prosent ved utgangen av uken. Det er i hovedsak i Midt-Norge at fyllingen har økt, mens fyllingen i Sør-Norge har falt. Fyllingsgraden for landet som helhet er nå 7,8 prosentpoeng høyere enn normalt. I Sverige er magasinfyllingen 82,3 prosent, etter en økning på,1 prosentpoeng gjennom uke 36. Denne sommeren har det vært veldig høy kraftproduksjon i Norge. I løpet av de siste seks ukene har kraftproduksjonen vært 15,2 TWh. Det er 35 prosent høyere enn i de samme ukene i fjor. Det er også mer enn i 2, da kraftproduksjonen var høy. Lavere fyllingsgrad og økt forbruk i Sør-Norge har medvirket til at børsprisene på elektrisitet i dette området fortsetter å øke. Gjennomsnittsprisen økte fra 9,2 øre/kwh i uke 35 til 14,1 øre/kwh i uke 36. Prisen i Midt- og Nord-Norge var 23,5 øre/kwh. Fortsatt er prisen lavere i Norge enn i de andre nordiske landene.

2 2 Norges vassdrags- og energidirektorat, 27 Innhold 1. Magasinfylling Tilsig og nedbørforhold Produksjon, forbruk og utveksling Kraftpriser Kraftforbruk Kraftsystemets tilstand...18

3 3 Norges vassdrags- og energidirektorat, Magasinfylling Litt mer vann i magasinene Ved utgangen av uke 36 var fyllingsgraden i norske magasiner 93,4 prosent. Gjennom uken økte fyllingsgraden med,1 prosentpoeng mot en nedgang på,5 prosentpoeng uken før. Magasinfyllingen er 3,8 prosentpoeng under maksimalverdien og 7,8 prosentpoeng over medianverdien for uken. Figur 1 Vannmagasinenes fyllingsgrad i Norge. Prosent. Kapasitet=84,3 TWh. Kilde: NVE Median (199-25) Maks. (199-25) Min. (199-25) Prosent Uke nr. Svenske magasiner hadde en fyllingsgrad på 82,3 prosent, en økning på,1 prosentpoeng fra uken før. Figur 2 Vannmagasinenes fyllingsgrad i Sverige. Prosent. Kapasitet=33,8 TWh. Kilde: Svensk Energi 1 9 Prosent Median (195-21) Maks. (195-21) Min. (195-21) Uke nr. I elspotområde NO1 (Sør-Norge) var fyllingsgraden 94,5 prosent, en nedgang på,4 prosentpoeng. Elspotområde NO2 (Midt-Norge) hadde en fylling på 94, prosent. Det er en økning på 3,7 prosentpoeng fra foregående uke. I elspotområde NO3 (Nord-Norge) økte fyllingsgraden med,3 prosentpoeng til 9, prosent.

4 4 Norges vassdrags- og energidirektorat, 27 Figur 3 Vannmagasinenes fyllingsgrad for elspotområdene NO1, NO2 og NO3. Prosent. Kilde: NVE 1 9 Prosent NO1 1 Uke nr. 1 9 Prosent NO2 1 Uke nr. 1 9 Prosent NO3 1 Uke nr.

5 5 Norges vassdrags- og energidirektorat, Tilsig og nedbørforhold Beregnet nyttbart tilsig for uke 36 var 2,7 TWh, eller ca 12 prosent av normalt. Summert hittil i år har tilsiget vært 112 TWh eller 21 TWh mer enn normalt. Basert på dagens meteorologiske prognoser ventes et energitilsig på 2,9 TWh for inneværende uke, eller vel 12 prosent av normalt. 1 Figur 4 Nyttbart tilsig i Norge i 26 og 27, maks, min og gjennomsnitt for perioden ,. Kilde: Nord Pool og NVE Maks Gj.snitt Min Årstilsig Tilsig til og med uke 36 I uke 36 falt det mest nedbør fra kysten av Hordaland til Trøndelag med over 1 mm enkelte steder. Omregnet i nedbørenergi kom det 2,6 TWh eller 12 prosent av normalt. Sum nedbørenergi hittil i år er 85 TWh, eller 6 TWh over normalt. For inneværende uke ventes mest nedbør på Vestlandet, i Trøndelag og i Nordland med 3 til 8 mm. Totalt ventes 3,5 TWh nedbørenergi, eller omkring 16 prosent av normalt. Figur 5 Nedbør i Norge i 26 og 27, og gjennomsnitt for perioden ,. Kilde: NVE 1 75 Gj.snitt Årsnedbør Nedbør til og med uke 36 1 For flere detaljer når det gjelder vannføring i Norge se:

6 6 Norges vassdrags- og energidirektorat, 27 Temperaturene i uke 36 var omkring det normale i hele landet. I inneværende uke ventes temperaturer 1 til 2 grader under normalt i mesteparten av landet, bortsett fra Østlandet hvor temperaturen ventes å bli ca 1 grad over normalt.

7 7 Norges vassdrags- og energidirektorat, Produksjon, forbruk og utveksling Kraftforbruket økte i Norge og Sverige, falt i Finland og var omtrent uendret i Danmark fra uke 35 til 36. Revisjoner ved finske papirmøller bidro til nedgangen i det finske kraftforbruket. Samlet nordisk kraftforbruk var 686 i uke 36, opp 44 fra uken før. Det norske kraftforbruket var 298. Det er 1 prosent høyere enn i uken før, og hele 15 prosent mer enn i tilsvarende uke i fjor. Lavere produksjon i de svenske kjernekraftverkene bidro til at den svenske kraftproduksjonen falt med 69 fra uke 35 til 36. I Finland var kjernekraftverket Olkiluoto 2 (86 MW) ute av drift deler av tirsdag og onsdag. Produksjonsnedgangen ble imidlertid mer enn kompensert av høyere produksjon fra vann- og kraftvarmeverk, og den samlede finske produksjon økte med 49 sammenlignet med uken før. Høyere vindkraftproduksjon bidro til økningen i den danske kraftproduksjonen. I Norge var kraftproduksjonen 2626 i uke 36, omtrent uendret fra uken før. Den norske kraftproduksjonen var hele 4 prosent høyere enn på samme tid i fjor. Svensk forbruksøkning og produksjonsnedgang ga en økning i den svenske importen av elektrisk kraft fra uke 35 til 36. Sveriges nettoimport var 416 i uke 36, og det tilsvarer omtrent 2 prosent av det svenske kraftforbruket for uken. Danmark var netto eksportør av kraft i uke 36 for første gang siden uke 1. Det meste av den eksporterte kraften gikk til Tyskland. Det er fortatt høy norsk nettoeksport. I uke 36 var den norske nettoeksporten til våre naboland 528. Norsk forbruksøkning bidro til at nettoeksporten falt med 24 fra uken før. Omtrent 2 prosent ukens norske kraftproduksjonen eksportert. Samlet nordisk nettoimport var 116 i uke 36, opp 11 fra uken før. Tabell 1 Nordisk produksjon, forbruk* og kraftutveksling i uke 36 i 26 og i uke 35 og 36 i 27. Alle tall i. Kilde: Nord Pool År Endring Uke Uke Produksjon Norge Sverige Finland Danmark Jylland Sjælland Nordisk totalproduksjon Forbruk Norge Sverige Finland Danmark Jylland Sjælland Nordisk totalforbruk Import Norge Sverige Finland Danmark Nordisk nettoimport *Ikke temperaturkorrigerte tall

8 8 Norges vassdrags- og energidirektorat, 27 Utviklingen i kraftproduksjon og forbruk Det har blitt produsert 266,4 TWh elektrisk kraft i Norden så langt i år. I tilsvarende periode i fjor ble det produsert 261,9 TWh, det vil si 4,5 TWh mindre. Vannkraften dominerer, og står for omtrent 55 prosent av den nordiske kraftproduksjonen i år. Sammenlignet med fjoråret har det vært en økning i den norske og svenske kraftproduksjonen på henholdsvis 6 og 5 prosent. Den finske produksjonen har falt med 3 prosent, mens kraftproduksjonen i Danmark er 17 prosent lavere hittil i år sammenlignet med tilsvarende periode i fjor. Den norske kraftproduksjonen utgjør 91,4 TWh så langt i år. Figur 6 Produksjonsutvikling i de nordiske landene, 26 og 27,. Kilde: Nord Pool 4 NORGE 4 SVERIGE FINLAND 12 DANMARK Samlet nordisk kraftforbruk er 266,9 TWh hittil i år. I samme periode i fjor var forbruket 1 prosent lavere. Det norske kraftforbruket utgjør 84, TWh siden nyttår. Kraftforbruket i Norge, Danmark og Finland er omtrent uendret sammenlignet med fjoråret, mens det svenske kraftforbruket er 3 prosent lavere. Figur 7 Forbruksutvikling i de nordiske landene, 26 og 27,. Kilde: Nord Pool 4 NORGE 4 SVERIGE FINLAND 12 DANMARK

9 9 Norges vassdrags- og energidirektorat, 27 Kraftutveksling Det har vært,5 TWh nordisk nettoimport av elektrisk kraft i sum så langt i år. I tilsvarende periode i fjor var den nordiske nettoimporten 7,6 TWh. Høy nordisk vannkraftproduksjon er den viktigste forklaringen for at det har blitt importert mindre til Norden i år. Samlet norsk nettoeksport av elektrisk kraft er 7,4 TWh siden nyttår. Det er 5,3 TWh mer enn i samme periode i fjor. Om lag 8 prosent av årets norske kraftproduksjon har blitt eksportert til våre naboland. I sum siden nyttår har det vært 2,8 TWh svensk nettoeksport, mens samlet nettoimport til Danmark og Finland er henholdsvis,5 og 1,3 TWh. Figur 8 Nettoutveksling pr. uke for Norge og Norden, 26 og 27,. Kilde: Nord Pool Import NORGE Eksport Import Eksport NORDEN Overføringskapasiteten mellom Norge og Danmark er halvert som følge av at Skagerrak 3 er ute av drift. I tillegg var kapasiteten ytterligere begrenset mandag og tirsdag i uke 36. Utvekslingskapasiteten mellom Sør-Norge og Sverige har stort sett vært lik den nominelle kapasiteten (25 MW) etter at Skagerrak 3 falt ut. I uke 36 ble overføringskapasiteten som gitt til markedet fullt utnyttet for eksport ut av Sør-Norge i 139 av ukens 168 timer. I sum for uken var det 51 norsk nettoeksport til Danmark, ned 39 fra uken før. Eksporten fra Sør-Norge til Sverige økte fra 329 i uke 35 til 335 i uke 36. Figur 9 Utvekslingskapasitet fra NO1 til Sverige og Jylland og utveksling, uke , MW. Kilde: Nord Pool* 25 Eksport MW 5-5 Import -1 Utveklsingskapasitet Sør-Norge/Jylland Utvekslingskapasitet Sør-Norge/Sverige Utveksling mellom Sør-Norge og Sverige Utveksling mellom Sør-Norge og Danmark Uke 33 Uke 34 Uke 35 Uke 36 *Tallene for kapasitet og utveksling er basert på planlagt flyt og kapasitet i elspotmarkedet. Det var ensidig eksport fra Midt- og Nord-Norge til Sverige også i uke 36. Samlet svensk import fra de to områdene var 151.

10 1 Norges vassdrags- og energidirektorat, 27 Den finske importen fra Russland økte fra 187 i uke 35 til 24 i uke 36. Økningen skyldes høyere kapasitet på overføringen mellom de to landene. Utvekslingen mellom Finland og Estland var omtrent uendret, mens lavere produksjonsunderskudd kombinert med høyere import fra Russland bidro til at den finske nettoimporten fra Sverige falt sammenlignet med uken før. Som i uken før var utvekslingen mellom Sverige og Tyskland og Sverige og Danmark omtrent i balanse. Det var ingen kapasitet tilgjengelig for overføring mellom Sverige og Polen i store deler av uke 36. Den svenske krafteksporten til Polen var 18, omtrent en halvering fra uken før. Høy vindkraftproduksjon på Jylland bidro til at den danske nettoeksporten til Tyskland økte med 28 fra uke 35 til 86 i uke 36. Samlet nordisk nettoeksport til Tyskland var 83 i uke 36. Figur 1 Import og eksport mellom de nordiske land og fra/til tilgrensende områder i uke 36 i 27 (uke 35). Alle tall i. Kilde: Nord Pool* Ukentlig utveksling () NO3 () NO2 4(6) (7) 4 () 14(13) (7) 47 (43) () () 2 (6) RU 11 (13) NO1 () 335 (329) 55 (8) SE 41 (97) 22 () FI 39(37) 24 (187) 47 (42) 4 (1) DK1 44 (4) DK2 () EST () 29 (23) 115 (81) TY 27 (29) 25 (28) 18 (35) PO * Tallene i figur 1 er ikke avstemt mot tallene i tabell 1, og det eksisterer avvik i forhold til nettohandelstallene i tabell 1. Kraftflyten mellom Sverige og de norske elspotområdene NO2 og NO3, samt utveksling internt i Norge er basert på planlagt elspot flyt. Tallene vil avvike fra faktisk utveksling ved endringer i driftsforholdene.

11 11 Norges vassdrags- og energidirektorat, Kraftpriser Engrosmarkedet Prisen på elektrisk kraft fortsetter å øke i Sør-Norge (NO1). I uke 36 var gjennomsnittsprisen i dette elspotområdet 141 kr/mwh. Det er 49 kroner høyere enn i uke 35. Prisen i Sør-Norge har likevel vært lavere enn i resten av Norden. Det skyldes mer tilsig enn normalt i uke 36 og at fyllingsgraden i magasinene fortsatt er høy. I Midt (NO2)- og Nord-Norge (NO3) var det sammenfallende priser med 235 kr/mwh i uke 36. Det er en økning på 18 kroner i NO2 og 21 kroner i NO3. I Sverige og Finland økte prisen med 7 kroner til 25 kr/mwh i uke 36. På Jylland har prisen vært omtrent som i den foregående uken og endte på 242 kr/mwh. Sjælland hadde den høyeste prisen av de nordiske elspotområdene i uke 36 med 255 kr/mwh. Ved den tyske kraftbørsen EEX endte gjennomsnittsprisen på 251 kr/mwh. Det er en økning på 17 kroner fra uke 35. Figur 11 Ukegjennomsnitt for døgnmarkedspris (elspotprisen) for prisområde NO1 og European Electricity Exchange (EEX), 26 og 27, NOK/MWh. Kilde: Nord Pool og EEX Nord Pool NO1 26 Nord Pool NO1 27 EEX Tyskland 26 EEX Tyskland 8 7 kr/mwh Børsprisen i Sør-Norge var sammenfallende eller høyere enn i Jylland i 24 timer denne uken. I åtte timer var prisen lik som i Sverige. I de resterende timene har prisen vært lavere i Sør- Norge og eksportkapasiteten ut av Sør-Norge i disse timene har blitt fullt utnyttet. Også i uke 36 har prisene i Sør-Norge steget utover i uken. På mandag var prisen 114 kr/mwh (11,4 øre/kwh), mens den i helgen var om lag 16 kr/mwh. På onsdag var kjernekraftverkene Olkiluoto 2 (86 MW) og Forsmark 2 (1 MW) begge ute av drift på grunn av tekniske feil. I tillegg var det flere av de andre svenske kjernekraftverkene som var ute for årlig vedlikehold. I tillegg var vindkraftproduksjonen i de to danske elspotområdene lav. Dette førte til høye og sammenfallende priser i de andre nordiske landene denne dagen. Døgnprisen i Sverige, Finland og Danmark på onsdag var 33 kr/mwh og det var 48 kroner høyere enn i NO2/NO3 og 169 kroner høyere enn i NO1. I Sverige og Sjælland har det vært sammenfallende priser i 95 prosent av tiden denne uken, til tross for at en feil på kabelen mellom Sverige og Sjælland. Prisforskjellene oppsto under høylasttimene på lørdag da revisjoner på forbindelsen førte til at det ikke kunne stilles kapasitet til markedet. På lørdag var vindkraftproduksjonen på Jylland nesten like høy som forbruket i dette elspotområdet. Også på søndag var det mye vind som medvirket til lave priser på Jylland. Uke nr.

12 12 Norges vassdrags- og energidirektorat, 27 Figur 12 Spotpriser i Norden og Tyskland i uke 36, 27, NOK/MWh. Kilde: Nord Pool og EEX 5 4 NO1 NO2 og NO3 Sverige og Finland Sjælland Jylland Tyskland (Kontek) Tyskland (EEX) 3 NOK/MWh 2 1 Man Tir Ons Tor Fre Lør Søn I det finansielle markedet har det vært en viss prisnedgang på Nord Pool, mens prisene har vært relativt stabile på EEX siste uke. Kontraktene for 4. kvartal 7 på Nord Pool gikk ned 23 kr/mwh fra mandag i uke 36 til mandag i uke 37 og endte på 272 kroner. Kontrakten for 1. kvartal 8 falt fra 379 kr/mwh mandag i uke 36, til 364 kr/mwh mandag i uke 37. Kontraktene for 4. kvartal 7 på den tyske kraftbørsen EEX endte mandag i uke 37 på 333 kr/mwh, ned 1 kr/mwh fra uke, mens kontrakten for 1. kvartal 8 endte på 47 kr/mwh, ned 4 kr/mwh fra forrige uke. Prisen på utslippskvoter for CO 2 for leveranse i 28 har vært rimelig stabil og endte på 161 kr/tonn mandag i uke 37, opp 6 kr/mwh. Figur 13 Daglige sluttpriser for enkelte kontraktstyper i det finansielle kraftmarkedet siste tolvmånedersperiode, NOK/MWh. Kilde: Nord Pool og EEX kr/mwh NP 4. kvartal 7 NP 1. kvartal 8 EEX 4. kvartal 7 EEX 1. kvartal

13 13 Norges vassdrags- og energidirektorat, 27 Figur 14 Daglige sluttpriser for utslippskvoter på CO 2, kroner/tonn. Kilde: Nord Pool kr/tonn 1 5 CO2 des 7 CO2 des Sluttbrukerprisene Mandag i uke 37 var prisen på standard variabel kraftleveringskontrakt som tilbys for uke 39, 23,7 øre/kwh. Det er,1 øre/kwh høyere pris enn fra uke 36. Utviklingen i standard variabel kraftpris er beregnet på bakgrunn av et volumveid snitt for dominerende kraftleverandører i 22 nettområder. Til sammenligning vil gjennomsnittlig pris for de 14 landsdekkende kraftleverandørene som tilbyr standard variabel kontrakt, være 21,5 øre/kwh for levering i uke 39, uendret i forhold til pristilbudet for uke 38. Dette betyr at gjennomsnittsprisen hos de landsdekkende leverandørene vil være 2,2 øre/kwh billigere enn gjennomsnittet blant de dominerende for levering i uke 39. En markedspriskontrakt med et påslag på 1,9 øre/kwh ville i uke 36 gitt en pris til sluttbruker i Sør-Norge på 19,6 øre/kwh, opp 6,2 øre/kwh fra uke 35. Samme kontrakt i Midt- og Nord- Norge ville gitt en pris på 31,3 øre/kwh. Dette innebærer en prisøkning på 2,4 øre/kwh i Midt-Norge og 2,6 øre/kwh i Nord-Norge fra uke 35.

14 14 Norges vassdrags- og energidirektorat, 27 Figur 15 Utviklingen i standard variabel kraftpris siste 52 uker for dominerende leverandør (volumveid snitt), gjennomsnittet av landsdekkende leverandører og en tenkt spotpriskontrakt med påslag på 1,9 øre/kwh. Alle priser inkludert mva. Kilde: Konkurransetilsynet og NVE Standard variabel pris - dominerende leverandører Standard variabel pris - gjennomsnitt av landsdekkende leverandører Spot pluss påslag (1,9 øre) i Sør-Norge (NO1) Spot pluss påslag (1,9 øre) i Midt-Norge (NO2) Spot pluss påslag (1,9 øre) i Nord-Norge (NO3) øre/kwh Uke nr. Gjennomsnittsprisen på 1-års fastpriskontrakt i Norge i uke 37 er 45,5 øre/kwh, opp,3 øre/kwh fra uke 36. I Sverige er prisen i uke 37 for 1-års fastpris 5,7 øre/kwh målt i norsk valuta, opp,4 øre/kwh fra uke 36. Gjennomsnittsprisen for de seks landsdekkende leverandørene som tilbyr 3-års fastpriskontrakt er 48,9 øre/kwh i uke 37, opp,3 øre/kwh fra uke 36. Figur 16 Utviklingen i 1-årige norske og svenske fastpriskontrakter med årsforbruk på 2 kwh for siste 52 uker. Den svenske prisene er oppgitt inklusive kostnader til elsertifikat. Alle priser inkl. mva. Aritmetisk gjennomsnitt for 34 svenske og 17 norske leverandører, norske øre/kwh. Kilde: Montel og Konkurransetilsynet øre/kwh Norsk 1-års fastpris Svensk 1-års fastpris Uke nr.

15 15 Norges vassdrags- og energidirektorat, Kraftforbruk Norsk temperaturkorrigert totalforbruk var 1961 i uke 35, ned 63 fra uken før. Akkumulert totalforbruk korrigert for temperaturer er 84,5 TWh så langt i år. Til sammenlignning var forbruket 83,1 TWh i tilsvarende periode i fjor. Økningen skyldes hovedsakelig høyere pumpekraftforbruk. Det temperaturkorrigerte kraftforbruket i alminnelig forsyning har vært 57,3 TWh hittil i år. Det er en økning på,3 TWh sammenlignet med fjoråret. Temperaturkorrigeringen utgjør 2,6 TWh i år, mot 1,1 TWh i fjor. Figur 17 Temperaturkorrigert totalforbruk, Norge. 25, 26 og 27,. Kilde: Nord Pool Årsforbruk Forbruk til og med uke 35 Figur 18 Temperaturkorrigert forbruk i alminnelig forsyning, Norge. 25, 26 og 27.. Kilde: Nord Pool Årsforbruk Forbruk til og med uke 35

16 16 Norges vassdrags- og energidirektorat, 27 Kraftforbruket i norsk kraftintensiv industri har vært 22, TWh siden nyttår. Forbruket i denne kategorien var,1 TWh lavere i tilsvarende periode i fjor. Akkumulert forbruk i norske elektrokjeler er 2,3 TWh så langt i år. Til sammenligning var forbruket,2 TWh høyere i samme periode i fjor. Figur 19 Forbruk i kraftintensiv industri i Norge, 25, 26 og 27,. Kilde: Nord Pool Årsforbruk 4 Forbruk til og med uke 35 Figur 2 Forbruk i elektrokjeler, Norge, 25, 26 og 27. Kilde: Nord Pool Årsforbruk Forbruk til og med uke 35

17 17 Norges vassdrags- og energidirektorat, 27 Svensk temperaturkorrigert totalforbruk var 2321 i uke 35, ned 174 fra uken før. Det akkumulerte svenske totalforbruket korrigert for temperaturer er 99,3 TWh så langt i år. Det er,7 TWh mer enn i tilsvarende periode i fjor. Figur 21 Totalt kraftforbruk i Sverige, temperaturkorrigerte tall, 24, 25 og 26,. Kilde: Svensk Energi Årsforbruk Forbruk til og med uke 35

18 18 Norges vassdrags- og energidirektorat, Kraftsystemets tilstand 2 Vedlikeholdsarbeider på linjenett og ved kraftstasjoner pågår flere steder i Norden. For mer informasjon om linjer og kraftverk som er berørt, vises det til Nord Pools hjemmesider. Ved det svenske kjernekraftverket Ringhals 3 (14 MW) har det vært redusert produksjonskapasitet i uke 36, etter at begge generatorene har blitt tatt ut for inspeksjon. Den ene reaktoren var tilbake i drift fra 7. september, mens den andre ventes tilbake i drift 15. oktober. Det svenske kjernekraftverket Oskarshamn 2 (623 MW) ble tatt ut til årlig vedlikehold lørdag 21. juli. Dette kjernekraftverket ventes tilbake i drift 26. september. Ved det svenske kjernekraftverket Forsmark 2 (1 MW), har det vært redusert produksjon 4. og 5. september på grunn av jordingsfeil. Tekniske feil ved det finske kjernekraftverket Olkiluoto 2 (86 MW) førte til driftsstans 4. og 5. september. I det svenske kraftvarmeverket Fyris (12 MW) som drives med kull er det varslet at det årlige vedlikeholdet først vil bli ferdig i slutten av september. Overføringskapasiteten på den største av de tre kablene (5 MW) mellom Norge og Jylland har ikke vært tilgjengelig på grunn av en transformatorfeil i Tjele fra 28. august. Kapasiteten ventes ikke tilgjengelig før i januar 28. På Swe-Pol kabelen (6 MW) mellom Sverige og Polen har den polske TSOen varslet at det vil være revisjoner og driftsforhold som vil innvirke på overføringskapasiteten også i september. Den finske TSO`en Fingrid har meldt at full overføringskapasitet (13 MW) fra Russland til Finland vil være tilgjengelig fra 22. november. Feil på kabelen mellom Sverige og Sjælland har ført til en reduksjon i handelskapasiteten mellom de to områdene til 95 MW fra Sverige til Sjælland og 8 MW fra Sjælland til Sverige fra 31. august. Det er oppgitt at det vil være full kapasitet (17 MW retning Sverige og 13 MW retning Sjælland)) tilgjengelig fra 18. september. På lørdag førte revisjoner på forbindelsen til at det ikke ble gitt handelskapasitet på forbindelsen. 2 Kilde: ( Urgent Market Messages (UMM) ).