Kraftsituasjonen pr. 1. august:

Transkript

1 : Fortsatt høy kraftproduksjon og eksport Det var høy norsk vannkraftproduksjon og eksport også i uke 3. Den norske kraftproduksjonen var om lag 2,2 TWh. En femtedel av produksjonen ble eksportert til våre naboland. Den norske kraftproduksjonen har vært høyere enn i fjor i 16 uker på rad. I denne perioden har det blitt eksportert omtrent 4 TWh elektrisk kraft. Størstedelen av dette har gått til Sverige. Hittil i år har tilsiget til de norske vannkraftstasjonene vært 93 TWh. Det er nesten 18 TWh mer enn normalt. I uke 3 var tilsiget 3,7 TWh, eller 2 prosent over normalen. Selv om tilsiget har avtatt i de siste ukene som følge av mindre nedbør og tilskudd fra snøsmelting, er det fortsatt høyere enn produksjonen. Dette førte til at fyllingsgraden i de norske vannmagasinene økte med 1,8 prosentpoeng gjennom uke 3, til 89,5 prosent ved utgangen av uken. Det er 7,3 prosentpoeng mer enn normalt. Fyllingsgraden er høyest i Sør-Norge med 91, prosent. I Sverige økte magasinfyllingen med,9 prosentpoeng til 79,1 prosent.

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 Norges magasinfylling nær 9 prosent Ved utgangen av uke 3 var fyllingsgraden i norske magasiner 89,5 prosent. Gjennom uken økte fyllingsgraden med 1,8 prosentpoeng mot 3,2 prosentpoeng uken før. Magasinfyllingen er 7,3 prosentpoeng over medianverdien for uken og 29,2 prosentpoeng over fjorårets nivå. 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 79,1 prosent, en økning på,9 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 91, prosent, en økning på 2,1 prosentpoeng. Elspotområde NO2 (Midt-Norge) hadde en fylling på 88,9 prosent. Det er en økning,8 prosentpoeng fra foregående uke. I elspotområde NO3 (Nord-Norge) gikk fyllingsgraden opp med 1,8 prosentpoeng til 85,7 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 3 var 3,7 TWh, eller 12 prosent av normalt. Summert hittil i år har tilsiget vært 93 TWh eller nesten 18 TWh mer enn normalt. Basert på dagens meteorologiske prognoser ventes et energitilsig på i underkant av 4 TWh for inneværende uke. Det er nær 14 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 3 I uke 3 falt det mellom 1 og 8 mm nedbør over store deler av landet. Omregnet i nedbørenergi kom det 2,1 TWh, eller som normalt. Sum nedbørenergi hittil i år er 71 TWh, eller omtrent 6 TWh over normalt. For inneværende uke ventes varierende nedbørmengder, mellom 1 og 5 mm i store deler av landet. Totalt ventes 2,2 TWh nedbørenergi som er omkring normalen. 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 3 1 For flere detaljer når det gjelder vannføring i Norge se:

6 6 Norges vassdrags- og energidirektorat, 27 Temperaturene i uke 3 var nær normalen i Sør-Norge, mens det var litt varmere enn normalt i Midt- og Nord-Norge. Det ventes fortsatt nær normal temperatur i store deler av landet i inneværende uke, men det er ventet litt varmere enn normalt på Østlandet og i Nord-Norge. Det er lite snø igjen i fjellet, men et visst smeltebidrag kan fortsatt forventes, særlig i Sør- Norge. For flere detaljer om snø, smelting, nedbør og temperatur henvises det til: (Usikkerheten i snøkartene på øker imidlertid med avtagende snømengde)

7 7 Norges vassdrags- og energidirektorat, Produksjon, forbruk og utveksling Det var kun mindre endringer i det nordiske kraftforbruket mellom uke 29 og 3. Samlet nordisk totalforbruk var 5719 i uke 3, ned 1 prosent fra uken før. På samme tid i fjor var forbruket ca 2 prosent lavere. Det norske totalforbruket av elektrisk kraft falt med 15 fra uke 29 til 1684 i uke 3. Det er 1 prosent høyere enn i tilsvarende uke i fjor. Samlet nordisk kraftproduksjon falt med 1,5 prosent fra uke 29 til 5957 i uke 3. Nedgangen var størst i Sverige, der produksjonen falt med over 4 prosent. Dette har sammenheng med at det svenske kjernekraftverket Ringhals 2 (866 MW) ble tatt ut av drift for årlig vedlikehold torsdag og at Ringhals 4 (96 MW) har hatt redusert produksjon i store deler av uken. Den finske kraftproduksjonen falt også, mens høyere vindkraftproduksjon på Jylland bidro til at produksjonen økte i Danmark. Den norske kraftproduksjonen var uendret fra uke 29 til 3. Produksjonen økte i Sør- og Midt-Norge (NO1 og NO2), mens den falt med 2 i Nord-Norge (NO3). Samlet norsk kraftproduksjon var over 2 prosent høyere enn i tilsvarende uke i fjor. Den nordiske nettoeksporten var 238 i uke 3, ned 48 fra uken før. Den danske nettoimporten falt omtrent like mye som økningen i den finske, og nedgangen i den nordiske nettoeksporten skyldes først og fremst lavere svensk kraftproduksjon og eksport. Den norske nettoeksporten holder seg høy, og økte med 15 fra uke 29 til 489 i uke 3. Det tilsvarer over en femtedel av den norske kraftproduksjonen. På samme tid i fjor var nettoeksporten 132. Tabell 1 Nordisk produksjon, forbruk* og kraftutveksling i uke 3 i 26 og i uke 29 og 3 i 27. Alle tall i. Kilde: Nord Pool År Endring Uke Uke 29-3 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 I hver av de siste 15 ukene har det vært høyere nordisk kraftproduksjon enn det var i tilsvarende uker i fjor. I de første 15 ukene var produksjonen betydelig lavere sammenlignet med fjoråret. Samlet nordisk kraftproduksjon er 227,6 TWh siden nyttår. Det er omtrent på nivå med produksjonen i samme periode i 26. Det har vært nedgang i termisk kraftproduksjon, men nedgangen dekkes av høyere nordisk vannkraftproduksjon. I Norge og Sverige, som har høyest andel av vannkraft, har kraftproduksjonen økt sammenlignet med fjoråret, mens produksjonen har falt i Finland og Danmark. Norsk kraftproduksjon utgjør 76, TWh så langt i år. Det er ca 3 prosent høyere enn i samme periode i fjor. Figur 6 Produksjonsutvikling i de nordiske landene, 26 og 27,. Kilde: Nord Pool 4 NORGE 4 SVERIGE FINLAND 12 DANMARK Samlet nordisk kraftforbruk er 227,9 TWh så langt i år. En relativt mild vinter har bidratt til at kraftforbruket er 1,7 prosent lavere enn i tilsvarende periode i fjor. Det er først og fremt i Norge og Sverige at forbruket har falt sammenlignet med fjoråret. I Finland og Danmark er forbruket omtrent uendret. Det norske kraftforbruket utgjør 72,1 TWh siden nyttår. 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 en samlet nordisk nettoimport på,3 TWh så langt i år. Det har blitt importert 6,7 TWh elektrisk kraft fra Russland og Estland, mens den nordiske nettoeksporten til Tyskland og Polen er 6,4 TWh. Den høye norske eksporten vedvarer, og det har vært nettoeksport av elektrisk kraft ut av Norge de siste 14 ukene. Samlet norsk nettoeksport er 4, TWh siden nyttår. Det var 1,7 TWh norsk nettoeksport i samme periode i fjor. Figur 8 Nettoutveksling pr. uke for Norge og Norden, 26 og 27,. Kilde: Nord Pool Import NORGE Eksport Import Eksport NORDEN Også denne uken var det høy eksport ut av Sør-Norge (NO1). Det var ingen begrensinger på overføringskapasiteten til Danmark, og det var full eksport fra Sør-Norge gjennom hele uken på denne overføringen. I sum for uken ble det eksportert 161, omtrent det samme som i uken før. Det var også ensidig eksport fra Sør-Norge til Sverige i uke 3. Det ble eksportert 281, mot 255 i uken før. I løpet av uken var det kun 7 timer hvor ikke all tilgjengelig eksportkapasitet fra Sør-Norge til Sverige var fullt utnyttet. Vedlikeholdsarbeid har medført at eksportkapasiteten fra Sør-Norge til Sverige var noe begrenset også i uke 3, spesielt på nattetid. Samlet eksportkapasitet økte allikevel med 1 sammenlignet med uken før. Figur 9 Utvekslingskapasitet fra NO1 til Sverige og Jylland og utveksling, uke , MW. Kilde: Nord Pool* 35 Eksport MW Utveksling mellom Sør-Norge og Sverige/Jylland Eksportkapasitet fra Sør-Norge til Sverige/Jylland Maksimal eksportkapasitet fra Sør-Norge til Sverige og Jylland Uke 27 Uke 28 Uke 29 Uke 3 *Tallene for kapasitet og utveksling er basert på planlagt flyt og kapasitet i elspotmarkedet.

10 1 Norges vassdrags- og energidirektorat, 27 Det er fortatt noe begrenset overføringskapasitet mellom Finland og Russland. Den finske importen fra Russland var 92 i uke 3, ned 13 fra uken før. Importen fra Estland var omtrent uendret. Som i uken før var det ensidig import til Finland fra Sverige. Den svenske eksporten til Polen var 93 i uke 3, opp 4 fra uken før. Det var få kapasitetsbegrensninger på denne overføringen og eksporten fra Sverige gikk for fullt gjennom hele uken. I forrige uke var det ensidig eksport fra Sverige til Tyskland, i denne uken har det vært import til Sverige fra Tyskland hele søndag samt i enkelte nattetimer ellers i uken. Sveriges nettoeksport til Tyskland var 58 i uke 3, mot 71 i uken før. Sveriges eksport til Danmark falt med 26 fra uke 29 til 3. Nedgangen skyldes først og fremst lavere eksport til Jylland. Bortsett fra enkelte timer tirsdag har det vært full eksportkapasitet tilgjengelig fra Sverige til Sjælland, og det har vært høy eksport fra Sverige til Sjælland gjennom hele uken. Danmark hadde ensidig eksport til Tyskland også denne uken, men volumet falt med 2 fra uke 29 til 23 i uke 3. Samlet nordisk nettoeksport til Tyskland var 287 i uke 3, mot 32 i uken før. Utvekslingen mellom Midt-Norge (NO2) og Sverige var omtrent uendret fra uke 29 til 3, mens lavere kraftproduksjon i nord bidro til fallende eksport fra Nord-Norge (NO3) til Sverige. Figur 9 Import og eksport mellom de nordiske land og fra/til tilgrensende områder i uke 3 i 27 (uke 29). Alle tall i. Kilde: Nord Pool* Ukentlig utveksling () NO3 3 (3) NO2 11(2) () () 48(6) () 5 (2) 5 (2) () 11 (11) RU 3 (26) NO1 () 281 (255) 161 (163) SE 157 (167) () FI 2(19) 92 (15) 196 (233) () DK1 4 (1) DK2 2() EST () () TY 23 (25) 8 (1) 66 (72) 93 (89) 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 Gjennomsnittsprisen for Sør-Norge (NO1) var 59 kr/mwh i uke 3. Det er en økning på 5 kr/mwh fra uke 29. Sett opp mot samme uke i fjor har imidlertid prisen falt med 37 kr/mwh, eller 86 prosent. Fortsatt bidrar den gode magasinbeholdningen og tilsig over normalt til at prisen i NO1 er vesentlig lavere enn i resten av Norden. I Midt- (NO2) og Nord- Norge (NO3) var prisen i uke 3 sammenfallende med prisen i Sverige og Finland på 16 kr/mwh. Dette er den laveste ukeprisen i Midt- og Nord-Norge siden uke 33 i 22. Også i resten av Norden blir prisene influert av den høye vannkraftproduksjonen. I tillegg har det vært mye vind og lavt forbruk. Ved den tyske kraftbørsen EEX var gjennomsnittsprisen 215 kr/mwh i uke 3. Figur 1 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 Som i uke 29 har kraftprisene i NO1 vært betydelig lavere enn i resten av Norden i uke 3. Høyeste timepris i det sørnorske elspotområdet denne uken oppsto i time 12 på torsdag, da prisen var 9, øre/kwh. Med unntak av natt til onsdag og en enkelttime natt til fredag har prisene i NO1 vært lavere enn i de tilgrensende områdene. Dette innebærer at all den kapasitet som har blitt stilt til rådighet for spotmarkedet har blitt utnyttet i timene med prisforskjeller. Den høyeste prisen i NO2, NO3, Sverige og Finland kom i time 23 på søndag kveld. Kun i to timer denne uken har prisene vært høyere enn 2 øre/kwh på den nordiske kraftbørsen. Natt til onsdag og mot helgen var det høy vindkraftproduksjon i Danmark. Dette bidro sammen med lavt kraftforbruk til å presse de nordiske kraftprisene ned natt til onsdag og søndag. Samtidig økte utnyttelsen av den svenske kjernekraftkapasiteten til 76 prosent, ettersom kapasiteten ved Ringhals 4 (96 MW) igjen ble tilgjengelig for markedet. I de første ni timene onsdag og søndag var gjennomsnittlig systempris henholdsvis 6,9 og 4,3 øre/kwh. Kapasiteten falt imidlertid igjen ved Ringhals fra torsdag, etter at det måtte foretas reparasjoner på kjølesystemet i en generator ved Ringhals 4 og Ringhals 2 (866 MW) ble stoppet på grunn av årlig vedlikehold. Uke nr.

12 12 Norges vassdrags- og energidirektorat, 27 Figur 11 Spotpriser i Norden og Tyskland i uke 3, 27, NOK/MWh. Kilde: Nord Pool og EEX 7 NO1 NO2, NO3, Sverige og Finland Sjælland 6 Jylland Tyskland (Kontek) Tyskland (EEX) 5 NOK/MWh Man Tir Ons Tor Fre Lør Søn I det finansielle markedet har det vært en økning fra starten av uke 3 til starten av uke 31. Både fjerdekvartalskontrakten i 27 og første kvartalskontrakten i 28 økte med 15 kr/mwh til henholdsvis 296 og 378 kr/mwh mandag 3. juli. Også ved den tyske kraftbørsen har det vært økning i de tilsvarende kontraktene. Fjerdekvartalskontrakten økte med 12 kr/mwh til 356 kr/mwh, mens førstekvartalskontrakten i 28 endte på 499 kr/mwh, etter en økning på 16 kr/mwh. Økte kvotepriser for CO 2 i 28 har medvirket til denne økningen. I tillegg ga værprognosene i starten av uken noe mindre nedbørenergi. Dette kan ha medvirket til prisøkningen i det nordiske markedet. Figur 12 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 13 Daglige sluttpriser for utslippskvoter på CO 2, kroner/tonn. Kilde: Nord Pool kr/tonn 1 CO2 des 7 5 CO2 des Sluttbrukerprisene Mandag i uke 31 var prisen på standard variabel kraftleveringskontrakt som tilbys for uke 33, 24,7 øre/kwh, ned,2 øre/kwh fra uke 3. 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 15 rimeligste landsdekkende kraftleverandørene som tilbyr standard variabel kontrakt, være 22,7 øre/kwh for levering i uke 33, ned,3 øre/kwh i forhold til pristilbudet for uke 32. Dette betyr at gjennomsnittsprisen hos de landsdekkende leverandørene vil være 2, øre/kwh billigere enn gjennomsnittet blant de dominerende for levering i uke 33. En markedspriskontrakt (spot) med et påslag på 1,9 øre/kwh ville i uke 3 gitt en pris til sluttbruker i Sør-Norge på 9,3 øre/kwh (inkl mva), noe som er opp,6 øre/kwh fra uke 29. Samme kontrakt i Midt- og Nord-Norge ville hatt en pris på 21,9 øre/kwh, ned 1, øre/kwh fra uke 29.

14 14 Norges vassdrags- og energidirektorat, 27 Figur 14 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 øre/kwh Standard variabel pris - dominerende leverandører Standard variabel pris - gjennomsnitt av landsdekkende leverandører Spot pluss påslag (1,9 øre) i Sør-Norge Spot pluss påslag (1,9 øre) i Midt- og Nord-Norge Uke nr. Gjennomsnittsprisen på 1-års fastpriskontrakt i Norge i uke 31 er 44,2 øre/kwh,,2 øre/kwh høyere enn i uke 3. I Sverige er prisen i uke 31 for 1-års fastpris 5,6 øre/kwh målt i norsk valuta. Økningen på,3 øre/kwh fra uke 3, skyldes endret valutakurs. Gjennomsnittsprisen for de seks landsdekkende leverandørene som tilbyr 3-års fastpriskontrakt, er 48,5 øre/kwh i uke 31, opp,2 øre/kwh fra uke 3. Figur 15 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 8 75 øre/kwh Norsk 1-års fastpris Svensk 1-års fastpris Uke nr.

15 15 Norges vassdrags- og energidirektorat, Kraftforbruk Norsk temperaturkorrigert totalforbruk var 1854 i uke 29, ned 61 fra uken før. Det temperaturkorrigerte totalforbruket er 73, TWh så langt i år. Det er 1,1 TWh mer enn i samme periode i fjor og tilsvarer økningen i pumpekraftforbruk og nettap. Kraftforbruket i alminnelig forsyning (justert for temperaturer) falt med 48 fra uke 28 til 143 i uke 29. Forbruket i denne kategorien er 5,3 TWh siden nyttår,,3 TWh mer enn i samme periode i fjor. Figur 16 Temperaturkorrigert totalforbruk, Norge. 25, 26 og 27,. Kilde: Nord Pool Årsforbruk Forbruk til og med uke 29 Figur 17 Temperaturkorrigert forbruk i alminnelig forsyning, Norge. 25, 26 og 27.. Kilde: Nord Pool Årsforbruk Forbruk til og med uke 29

16 16 Norges vassdrags- og energidirektorat, 27 Forbruket i den kraftintensive industrien var 612 i uke 29. Akkumulert forbruk så langt i år er 18,3 TWh og det samme som i tilsvarende periode i fjor. Forbruket i norske elektrokjeler har vært 2, TWh hittil i år. I de samme ukene i fjor var forbruket,3 TWh høyere. Figur 18 Forbruk i kraftintensiv industri i Norge, 25, 26 og 27,. Kilde: Nord Pool Årsforbruk 4 Forbruk til og med uke 29 Figur 19 Forbruk i elektrokjeler, Norge, 25, 26 og 27. Kilde: Nord Pool Årsforbruk Forbruk til og med uke 29

17 17 Norges vassdrags- og energidirektorat, 27 Det svenske temperaturkorrigerte totalforbruket var 247 i uke 29. Det er omtrent på nivå med forbruket i samme uke de to foregående år. Det totale forbruket siden nyttår er 85,8 TWh. Til sammenligning var forbruket 85,4 TWh i tilsvarende periode i fjor. Figur 2 Totalt kraftforbruk i Sverige, temperaturkorrigerte tall, 24, 25 og 26,. Kilde: Svensk Energi Årsforbruk Forbruk til og med uke 29

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. Det svenske kjernekraftverket Ringhals 3 (14 MW) er for tiden ute til årlig vedlikehold. Oppstart er utsatt til 3. august. Det svenske kjernekraftverket Oskarshamn 2 ble tatt ut til årlig vedlikehold lørdag 21 juli. Dette kjernekraftverket ventes tilbake i drift 13. september. Produksjonen ved det svenske kjernekraftverket Ringhals 2 var begrenset på grunn tekniske problemer frem til 27. juli da kraftverket ble tatt ut til årlig revisjon. Enheten forventes driftsklar 19. august. Produksjonen på det svenske kjernekraftverket Ringhals 4 (96 MW) var redusert til 7 MW mellom 22. juli og 24. juli på grunn av en feil i nettet. 26. til 28. juli var det om lag halv kapasitet tilgjengelig for markedet ved denne enheten, etter påkrevde reparasjoner ved kjølesystemet i en generator. Vannkraftverket Kobbelv (15 MW) i NO3 har ikke vært tilgjengelig mellom 23. og 26. juli på grunn av feil. Det norske vannkraftverket Åna-Sira G1, G2, G3 (15 MW) har vært ute av drift på grunn av vedlikehold mellom 16. til 26. juli. På Konti-Skan, mellom Sverige og Jylland har det vært redusert overføringskapasitet tilgjengelig mellom 25. og 27. juli grunnet feil på den ene av de to kablene på denne forbindelsen. Eksportkapasiteten fra Jylland til Tyskland har vært begrenset i deler av uke 3, som følge av linjerevisjoner i Tyskland. På Swe-Pol kabelen (6 MW) mellom Sverige og Polen har den polske TSOen varslet at det vil være tilnærmet full kapasitet tilgjengelig fra Sverige til Polen i juli, mens det i motsatt retning vil være begrensninger som medfører en kapasitet ned til mellom - 3 MW avhengig av lastsituasjonen. Statnett har varslet at det for tiden vil være redusert kapasitet fra Sør-Norge (NO1) til Sverige på grunn av linjerevisjoner og ekstraordinære flytmønstre. Kapasiteten vil i perioder begrenses fra 25 MW til 19 MW på dagtid og 13 MW på nattetid. Den finske TSOen Fingrid har meldt at full overføringskapasitet (13 MW) fra Russland til Finland vil være tilgjengelig fra 3. august. 2 Kilde: ( Urgent Market Messages (UMM) ).