: Normal nedbør - tilsig under normalt i uke 33 Det kom 2,4 TWh nedbørenergi i uke 33. Det er litt over normalen, men som følge av lite mark- og grunnvann ble tilsiget til de norske kraftmagasinene bare to tredeler av normalt. Tilsiget har nå vært betydelig lavere enn normalt de siste 14 ukene, og hittil i år har det vært ca. 2 prosent mindre enn normalt. Gjennom uke 33 sank fyllingsgraden i norske vannmagasiner med,4 prosentpoeng til 59, prosent. Normal fyllingsgrad for uken er 84,2 prosent. Fyllingsgraden er nå 1,8 prosentpoeng høyere enn i samme uke i tørråret 1996, som representerer minimumsverdien for perioden 199-25. I Sør-Norge er fyllingsgraden 55,5 prosent, mens den i Midt- og Nord-Norge er 66,5 prosent. Prisene ved den nordiske kraftbørsen fortsatte å stige i uke 33, og i Sør-Norge ble gjennomsnittsprisen 51,4 øre/kwh. Fortsatt lav kjernekraftproduksjon i Sverige bidro til at Norge også i uke 33 eksporterte kraft til Sverige på dagtid. Gjennom uke 33 har de tyske kraftprisene generelt vært lavere enn de nordiske, og dette har ført til at Norden i alt importerte om lag,5 TWh. Norge og Sverige hadde en samlet import på 36 i uke 33.
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 2 Innhold 1. Magasinfylling...3 2. Tilsig og nedbørforhold...4 3. Produksjon, forbruk og utveksling...6 4. Kraftpriser...1 5. Kraftforbruk...14 6. Kraftsystemets tilstand...17
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 3 1. Magasinfylling Fortsatt nedgang i fyllingsgraden Ved utgangen av uke 33 var fyllingsgraden i norske magasiner 59, prosent. Gjennom uken sank fyllingsgraden med,4 prosentpoeng. Uken før var det en nedgang på,7 prosentpoeng. Magasinfyllingen er nå bare 1,8 prosentpoeng over minimumsverdien for uken fra tørråret 1996 og 23,2 prosentpoeng under fjorårets nivå. I elspotområde NO1 (Sør-Norge) var fyllingsgraden 55,5 prosent, en nedgang på,5 prosentpoeng. I elspotområde NO2 (Midt- og Nord-Norge) var fyllingen 66,5 prosent. Det er en nedgang på,2 prosentpoeng fra foregående uke. Figur 1 Vannmagasinenes fyllingsgrad i Norge. Prosent. Kapasitet=84,3 TWh. Kilde: NVE 1 9 8 7 6 Median (199-25) 26 25 Maks. (199-25) Min. (199-25) Prosent 5 4 3 2 1 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Uke nr. Svenske magasiner hadde en fyllingsgrad på 62,5 prosent, en nedgang på,8 prosentpoeng fra uken før. Figur 2 Vannmagasinenes fyllingsgrad i Sverige. Prosent. Kapasitet=33,8 TWh. Kilde: Svensk Energi og Nord Pool 1 9 Prosent 8 7 6 5 4 Median (195-21) 26 25 Maks. (195-21) Min. (195-21) 3 2 1 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Uke nr.
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 4 2. Tilsig og nedbørforhold Beregnet nyttbart tilsig for uke 33 var 1,6 TWh, eller 65 prosent av normalt. Summert hittil i år har tilsiget vært 64 TWh eller 18 TWh mindre enn normalt. Basert på dagens meteorologiske prognoser ventes et energitilsig på 1,6 TWh for inneværende uke, eller omtrent 7 prosent av normalt. 1 Figur 3 Nyttbart tilsig i Norge i 25 og 26, maks, min og gjennomsnitt for perioden 197-1999,. Kilde: Nord Pool og NVE 15 1 75 Maks 197-1999 Gj.snitt 197-99 Min 197-99 25 26 125 1 75 5 5 25 25 1 4 7 1 13 16 19 22 25 28 31 34 37 4 43 46 49 52 197-99 25 26 Årstilsig Tilsig til og med uke 33 I uke 33 kom det mest nedbør på Sør- og Østlandet med ca 4 mm. Ellers i landet kom det stort sett mellom 1 mm og 4 mm. Omregnet i nedbørenergi kom det 2,4 TWh, som er i omtrent 11 prosent av normalen. Sum nedbørenergi hittil i år er 52 TWh, eller 19 TWh mindre enn normalen. For inneværende uke ventes det 1-5 mm nedbør i store deler av landet. Minst nedbør vil det komme nord i Trøndelag og i Nord-Norge. Totalt ventes 2,4 TWh, eller omkring 11 prosent av normalen. Figur 4 Nedbør i Norge i 25 og 26, og gjennomsnitt for perioden 197-1999,. Kilde: NVE 1 75 Gj.snitt 197-99 25 26 125 1 75 5 5 25 25 1 4 7 1 13 16 19 22 25 28 31 34 37 4 43 46 49 52 197-99 25 26 Årsnedbør Nedbør til og med uke 33 1 For flere detaljer når det gjelder vannføring i Norge se: http://www2.nve.no/h/hd/plotreal/
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 5 I sum for uke 33 var temperaturen omkring 3 grader over normalen i hele landet. For inneværende uke ventes temperaturer på 4 til 6 grader over normalen i hele landet. For flere detaljer om snø, smelting, nedbør og temperatur henvises det til: www.senorge.no
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 6 3. Produksjon, forbruk og utveksling Fremdeles høy nordisk nettoimport Det nordiske kraftforbruket var 6191 i uke 33, og dette er en oppgang på 2,3 prosent fra uke 32. Kraftforbruket økte i alle nordiske land, og endringen var igjen størst i Sverige. Den nordiske kraftproduksjonen var 572 i uke 33. Kraftproduksjonen økte i alle nordiske land utenom Danmark. Nedgangen i Danmark kan blant annet ha sammenheng med at Avedøreværket (54 MW) var ute av drift noen dager. I Sverige er fremdeles fire kjernekraftreaktorer ute av drift som følge av tekniske problemer. Det er fremdeles uklart når disse får starte opp igjen. Til sammen utgjør disse reaktorene utgjør i underkant av 4 prosent av den svenske kjernekraftkapasiteten. Ringhals 4 (97 MW) er i tillegg ute for årlig vedlikehold, og planlagt oppstart er 27. august. Nordens nettoimport av kraft var 489 i uke 33. Det er 38 lavere enn i den foregående uken. Redusert importkapasitet til Finland fra Russland, som følge av feil i det russiske overføringsnettet, samt redusert nettoimport fra Tyskland forklarer dette. Kraftimporten til Sverige er fremdeles betydelig, og man importerte netto om lag en halv TWh også i uke 33. I løpet av de to siste ukene har nettoimporten til Sverige vært om lag en TWh. Norges nettoeksport økte fra 97 til 135 som følge av redusert import fra Danmark og økt eksport til Sverige. Tabell 1 Nordisk produksjon, forbruk* og kraftutveksling i uke 33 i 25 og i uke 32 og 33 i 26. Alle tall i. Kilde: Nord Pool! "! #! $%! &! ''! ( )! "! #! $%! &! ''! *) +#('! "! #! '#(' *Ikke temperaturkorrigerte tall
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 7 Utviklingen i kraftproduksjon og forbruk Så langt i år har det vært produsert om lag 244,4 TWh kraft i Norden, og dette er om lag,9 TWh mer enn i samme periode i 25. I Finland og Danmark, der en større andel av kraftproduksjonen basert på konvensjonelle varmekraftverk, har det funnet sted en betydelig økning i kraftproduksjonen. I Norge, der nesten all produksjon kommer fra vannkraftverk, har det vært en nedgang i kraftproduksjonen på seks prosent, eller om lag 5,1 TWh. Hittil i år har norsk kraftproduksjon vært 8,2 TWh. Figur 5 Produksjonsutvikling i de nordiske landene, 25 og 26,. Kilde: Nord Pool 4 NORGE 4 SVERIGE 3 3 2 2 1-26 25 1 4 7 1 13 16 19 22 25 28 31 34 37 4 43 46 49 52 1-26 25 1 4 7 1 13 16 19 22 25 28 31 34 37 4 43 46 49 52 2 FINLAND 12 DANMARK 1 5 8 1 5-26 25 1 4 7 1 13 16 19 22 25 28 31 34 37 4 43 46 49 52 4 26 25 1 4 7 1 13 16 19 22 25 28 31 34 37 4 43 46 49 52 Kraftproduksjon fordelt på teknologi i de siste årene viser interaksjonen mellom vannkraftproduksjon og øvrig varmekraft og utveksling. Typisk vil det i år som 23 og 24 være lav vannkraftproduksjon på grunn av begrensede hydrologiske ressurser kompensert gjennom økt varmekraftproduksjon og høyere import. Frem til høsten 22 og i 25, var ressursforholdene bedre, noe som medførte økt vannkraftproduksjonen, begrenset produksjonen fra øvrige varmekraftverk og større krafteksport. I de siste ukene har produksjonen fra svenske kjernekraftverk falt kraftig og på tilgangssiden blitt kompensert gjennom økt produksjon fra øvrig varmekraftverk, vannkraftproduksjon og økt import inn til Norden.
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 8 Figur 6 Produksjonsutvikling fordelt på teknologi, 22-26,. Kilde: Nord Pool 6 5 Vannkraft Kjernekraft Øvrig varmekraft Nordisk import(+)/eksport(-) 4 3 /uke 2 1-1 22 23 24 25 26 Kraftforbruket i Norden har hittil i år vært ca 25,7 TWh, og det innebærer en økning på 8,3 TWh fra i fjor. En kaldere vinter og fjorårets konflikter i den finske papirindustrien, har i størst grad medvirket til økningen i det nordiske kraftforbruket. I Norge har kraftforbruket vært 78,3 TWh hittil i år. Dette er omtrent uendret fra i fjor. Figur 7 Forbruksutvikling i de nordiske landene, 25 og 26,. Kilde: Nord Pool 4 NORGE 4 SVERIGE 3 3 2 2 1 26 25 1 4 7 1 13 16 19 22 25 28 31 34 37 4 43 46 49 52 1 26 25 1 4 7 1 13 16 19 22 25 28 31 34 37 4 43 46 49 52 25 FINLAND 12 DANMARK 2 15 1 5 26 25 1 4 7 1 13 16 19 22 25 28 31 34 37 4 43 46 49 52 8 4 26 25 1 4 7 1 13 16 19 22 25 28 31 34 37 4 43 46 49 52
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 9 Kraftutveksling For Norden som helhet har det hittil i år vært en nettoimport av kraft på om lag 6,3 TWh, mens det i fjor på denne tiden hadde vært enn nettoeksport på 1,2 TWh. Det vil si at nettoimporten i de tre siste ukene dette året på har vært høyere enn det som akkumulert ble importert i løpet av de første 33 ukene i fjor. Frem til og med uke 33 har Norge eksportert netto 1,9 TWh, og sammenliknet med i fjor er det en nedgang på 5,3 TWh. I de siste ti ukene har nettoeksporten utgjort 1,3 TWh og variert mellom 5 og 2 /uke. Figur 8 Nettoutveksling pr. uke for Norge og Norden, 25 og 26,. Kilde: Nord Pool 75 5 25-25 -5-75 Import NORGE Eksport 26 25 1 4 7 1 13 16 19 22 25 28 31 34 37 4 43 46 49 52 75 5 25-25 -5-75 Import Eksport NORDEN 26 25 1 4 7 1 13 16 19 22 25 28 31 34 37 4 43 46 49 52 Fremdeles lav svensk kraftproduksjon medvirker også denne uken til kraftig svensk nettoimport fra de omkringliggende områdene. Sverige importerte netto 6 fra Finland, 19 fra Polen, 79 fra Tyskland, 16 fra Danmark, 176 fra Danmark og 176 fra Norge. Nettoeksporten fra NO2 til Sverige var likevel lavere enn i uke 32. Sør- Norges eksport til Sverige økte derimot fra forrige uke. Sør-Norge har også denne uken nettoimport fra Danmark. Finsk import fra Russland var noe lavere enn normalt grunnet feil i overføringsnettet i Russland. Figur 9 Import og eksport mellom de nordiske land og fra/til tilgrensende områder i uke 33 (uke 32) i 26. Alle tall i. Kilde: Nord Pool* Ukentlig utveksling () 4 (4) NO2 77 (16) 15 (3) () 9 (1) RU 5 (1) 32 (15) NO1 33 (39) 147 (83) 9 (1) SE 12 (32) 72 (47) FI 223 (237) 2 () 6 (61) DK1 162 (227) DK2 19 (13) 169 (194)5 (2) TY 2 () 81 (81) () PO * Tallene i figur 9 er ikke avstemt mot tallene i tabell 1, og det eksisterer avvik i forhold til nettohandelstallene i tabell 1.
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 1 4. Kraftpriser Engrosmarkedet Børsprisen på elektrisk kraft i Sør-Norge ble 514 kr/mwh i uke 33, og økte dermed med 31 kr/mwh, eller 6 prosent fra uke 32. Fortsatt lave tilsig og høyere priser i terminmarkedet kan ha bidratt til en justering av vannverdiene hos nordiske vannkraftprodusenter og bidratt til økningen. I tillegg har kraftforbruket i de siste ukene vært økende. I Tyskland økte prisene fra 318 kr/mwh til 344 kr/mwh. Dette til tross for at tirsdag i uke 33 var en katolsk helligdag som medvirket til redusert forbruk og tilhørende lavere priser gjennom døgnet. Fra mandag i uke 33 til mandag i uke 34, falt terminprisene på utvalgte kontrakter for kull, gass og olje, mens prisen på utslipstillatelser av CO2, økte. Figur 1 Ukegjennomsnitt for døgnmarkedspris (elspotprisen) for prisområde NO1 og European Electricity Exchange (EEX), 25 og 26, NOK/MWh. Kilde: Nord Pool og EEX 11 1 9 26 Nord Pool NO1 25 Nord Pool NO1 26 EEX Tyskland 25 EEX Tyskland 8 7 kr/mwh 6 5 4 3 2 1 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Uke nr. Gjennom uke 33 var det vært relativt små prisforskjeller mellom Norge, Sverige og Finland. De tilhørende elspotprisene endte alle mellom 514-517 kr/mwh, og timeprisene var ofte sammenfallende. De prisforskjellene som oppstod finner man hovedsakelig i høylasttimene på onsdag og torsdag, da prisene i Sør-Norge var lavere enn i resten av Norden. Det er også i disse timene at de nordiske prisene ligger lavere enn de tilsvarende tyske timeprisene. De tyske prisene har ellers stort sett vært lavere enn de nordiske gjennom uke 33, og dette bidro til høy nordisk nettoimport. Prisene i starten av uken ble trolig dempet noe av at tirsdag var en katolsk helligdag i Tyskland. Kraftprisene i Danmark var også i uke 33 lavere enn i de øvrige nordiske landene, og ukeprisene på Jylland og Sjælland ble henholdsvis 38 kr/mwh og 464 kr/mwh. Den høyeste døgnprisen i Norden denne uken kom på søndag med 528 kr/mwh.
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 11 Figur 11 Spotpriser i Norden og Tyskland i uke 32, 26, NOK/MWh. Kilde: Nord Pool og EEX 9 8 7 NO1 NO2 Sverige og Finland Jylland Sjælland Tyskland (Kontek) Tyskland (EEX) 6 NOK/MWh 5 4 3 2 1 Man Tir Ons Tor Fre Lør Søn Fra mandag i uke 33 til mandag i uke 34 steg prisene betydelig i det finansielle markedet. Kontrakten for 4. kvartal 26 steg med hele 138 kr/mwh, og endte mandag på 669 kr/mwh. Det er en økning på 26 prosent fra sist uke. I Tyskland har prisen på tilsvarende kontrakt steget med 24 kr/mwh i samme periode. Dermed er den nordiske forwardprisen for fjerde kvartal 129 kr/mwh høyere enn den tyske. Prisen på utslippstillatelser for CO 2 økte med 1 kr/tonn i løpet av uken, og endte mandag i uke 34 på 135 kr/tonn. Figur 12 Daglige sluttpriser for enkelte kontraktstyper i det finansielle kraftmarkedet siste tolvmånedersperiode, NOK/MWh. Kilde: Nord Pool og EEX 8 7 6 5 kr/mwh 4 3 NP 4. kvartal 6 NP 1. kvartal 7 EEX 4. kvartal 6 2 1 2.1.26 2.2.26 2.3.26 2.4.26 2.5.26 2.6.26 2.7.26 2.8.26
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 12 Figur 13 Daglige sluttpriser for utslippskvoter på CO 2, /tonn. Kilde: Nord Pool 35 3 25 /tonn 2 15 1 CO2 25 CO2 26 5 3.1. 17.1. 31.1. 14.2. 28.2. 14.3. 28.3. 11.4. 25.4. 9.5. 23.5. 6.6. 2.6. 4.7. 18.7. 1.8. 15.8. 29.8. 12.9. 26.9. 1.1. 24.1. 7.11. 21.11. 5.12. 19.12. Sluttbrukerprisene Mandag i uke 34 var prisen på standard variabel kraftleveringskontrakt som tilbys for uke 36, i snitt 62,6 øre/kwh. Dette er opp 3, øre/kwh fra pristilbudet i uke 33. 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 landsdekkende kraftleverandørene som tilbyr standard variabel kontrakt, være 59, øre/kwh for levering i uke 36, opp 4,6 øre/kwh i forhold til pristilbudet for uke 35. Dette betyr at gjennomsnittsprisen hos de landsdekkende leverandørene vil være 3,6 øre/kwh billigere enn gjennomsnittet blant de dominerende for levering i uke 36. En markedspriskontrakt med et påslag på 2,2 øre/kwh ville i uke 33 gitt en pris til sluttbruker på 66,5 øre/kwh, noe som er opp 3,9 øre/kwh fra uke 32. Prisen i uke 33 var 12,7 øre/kwh høyere enn standard variabel pris blant de dominerende kraftleverandørene for samme uke, og 15,8 øre/kwh høyere enn gjennomsnittet for de landsdekkende leverandørene.
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 13 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 2,2 øre/kwh. Alle priser inkludert mva. Kilde: Konkurransetilsynet og NVE 6 5 øre/kwh 4 3 2 1 Standard variabel pris - dominerende leverandører Standard variabel pris - gjennomsnitt av landsdekkende leverandører Spot pluss påslag (2,2 øre) 36 38 4 42 44 46 48 5 52 2 4 6 8 1 12 14 16 18 2 22 24 26 28 3 32 34 Uke nr. Når det gjelder 1-års fastpriskontrakt går både de norske og de svenske prisene opp fra uke 33 til uke 34. Gjennomsnittsprisen på 1-års fastpriskontrakt i Norge var 66,4 øre/kwh mandag i uke 34, opp 4, øre/kwh fra forrige uke. I løpet av de to siste dagene har det imidlertid vært en ytterligere økning på 7,6 øre/kwh, slik at gjennomsnittspisen onsdag morgen 23. august var 74, øre/kwh. Gjennomsnittsprisen på 1-års fastpriskontrakt i Sverige 62,1 øre/kwh mandag i uke 34. Dette er en oppgang på 5,1 øre/kwh fra forrige uke. Gjennomsnittsprisen for de fire landsdekkende leverandørene som tilbyr 3-års fastpriskontrakt var 59,2 øre/kwh mandag 21. august, opp 3,7 øre/kwh fra forrige uke. Også på tre-års kontraktene har det imidlertid vært stigende pristilbud i de siste dagene. Figur 15 Utviklingen i 1-årige norske og svenske fastpriskontrakter med årsforbruk på 2 kwh for siste 52 uker. Alle priser inkl. mva. Aritmetisk gjennomsnitt for33 svenske og 17 norske leverandører, norske øre/kwh. Kilde: Montel og Konkurransetilsynet øre/kwh 7 65 6 55 5 45 4 35 3 25 2 15 1 5 Norsk 1-års fastpris Svensk 1-års fastpris 35 37 39 41 43 45 47 49 51 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 Uke nr.
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 14 5. Kraftforbruk I uke 32 var det temperaturkorrigerte kraftforbruket i Norge 1857, og så langt i år er det temperaturkorrigerte kraftforbruket 77,3 TWh. Det er en nedgang på om lag,6 TWh, eller om lag en prosent. I alminnelig forsyning (temperaturkorrigert) har imidlertid forbruket vært 53,4 TWh, noe som betyr en økning på om lag 2,7 prosent i forhold til i fjor. I kraftintensiv industri og hos kunder med elkjeler, har forbruket i 26 vært henholdsvis 2,1 TWh og 2,4 TWh. Dette innebærer en reduksjon på 5,8 prosent og 4,4 prosent. Samtidig har kraftforbruket som har gått til pumpekraft og nettap vært lavere så langt i år. Figur 16 Temperaturkorrigert totalforbruk, Norge. 24, 25 og 26,. Kilde: Nord Pool 35 14 3 12 25 1 8 2 6 15 4 1 26 2 5 25 24 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 24 25 26 Årsforbruk Forbruk til og med uke 32 Figur 17 Temperaturkorrigert forbruk i alminnelig forsyning, Norge. 24, 25 og 26.. Kilde: Nord Pool 25 1 9 2 15 8 7 6 5 4 1 3 2 5 26 25 24 1 24 25 26 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Årsforbruk Forbruk til og med uke 32
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 15 Figur 18 Forbruk i kraftintensiv industri i Norge, 24, 25 og 26,. Kilde: Nord Pool 7 65 6 4 35 3 25 2 55 15 1 5 5 45 26 25 24 24 25 26 Årsforbruk 4 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Forbruk til og med uke 32 Figur 19 Forbruk i elektrokjeler, Norge, 24, 25 og 26,. Kilde: Nord Pool 14 45 12 4 35 1 3 25 8 2 6 15 1 4 2 26 25 24 5 24 25 26 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Årsforbruk Forbruk til og med uke 32
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 16 I Sverige var det temperaturkorrigerte totalforbruket 2179 i uke 32. Hittil i år har det temperaturkorrigerte kraftforbruket vært 91,5 TWh. Det er en prosent høyere enn i samme periode i fjor. Figur 2 Totalt kraftforbruk i Sverige, temperaturkorrigerte tall, 24, 25 og 26,. Kilde: Svensk Energi 4 16 14 35 12 1 3 8 6 25 2 15 26 25 24 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 4 2 24 25 26 Årsforbruk Forbruk til og med uke 32
Norges vassdrags- og energidirektorat, 26 17 6. Kraftsystemets tilstand 2 Vedlikeholdsarbeider på linjenett og ved kraftstasjoner pågår nå flere steder i Norden. For mer informasjon om linjer og kraftverk som er berørt, vises det til Nord Pools hjemmesider Fire svenske kjernekraftverk er stoppet grunnet sikkerhetskontroller. Det er uklart når disse kan startes opp igjen. De fire reaktorene er Forsmark 1 (116 MW) og 2 (951 MW) samt Oskarshamn 1 (487 MW) og 2 (627 MW). Redusert overføringskapasitet mellom Jylland (DK1) og Tyskland grunnet vedlikehold av nettet. Fra 11. august til 31. august vil kapasiteten være 8 MW. Redusert overføringskapasitet på Konti Skan (Sverige og DK1) fram til 21. august grunnet arbeid med nye Konti Skan. På Sjælland var Avedøreværket (54 MW) var ute av drift 16. og 17. august. Feil i det russiske overføringsnettet førte til noe redusert overføringskapasitet mellom Finland og Russland 15-17. august. Kapasiteten er normalt 13 MW. Som følge av vedlikehold var overføringskapasiteten mellom Verdal (NO2) og Tunnsjødal (SE) redusert fra 13 MW til 1 MW 14-18. august. 2 Kilde: http://www.nordpool.no ( Urgent Market Messages (UMM) ).