eksport og import av elektrisk energi over landegrenser. Slik utveksling har lenge funnet sted i Mellom-Europa, i den første tid som ensidig eksport av overskuddskraft på langsiktige kontrakter fra vannkraftland (særlig Sveits), i de senere år som en flersidig kraftutveksling, dels sesongbetont, dels døgnbetont, og for det meste etter kortsiktige avtaler.
Utveksling av kraft mellom vannkraftdominerte land og varmekraftdominerte land byr på store fordeler for begge parter. Vannkraftland har overskudd til eksport under snøsmeltingen og under langvarige regnværsperioder, men kan få behov for import i tørre år og i perioder med høyt forbruk. Store varmekraftverk bør av hensyn til temperaturpåkjenningene ved opp- og nedkjøring gå noenlunde jevnt belastet og egner seg derfor ikke til å ta de hurtige belastningsvariasjoner i forbruket over døgnet. Vannkraften kan lett ta hurtige belastningsvariasjoner. Dette fører til kraftimport i vannkraftland om natten og eksport om dagen. For ytterligere å utnytte disse muligheter, bygges pumpekraftverk på egnede steder, så ledig nattkraft kan utnyttes til å pumpe vannet opp i magasinet, mens dette igjen utnyttes til kraftproduksjon under toppbelastningstiden. Disse forhold har ført til en utstrakt kraftutveksling i hele det mellomeuropeiske samkjøringsnett.
Også mellom de fire nordiske land er det vokst frem en betydelig samhandel på kraftområdet, og kraftutvekslingen øker etter hvert som forbindelsesledninger er blitt bygd. Den gjensidige nytte av denne utveksling er åpenbar, idet Norge er, og ennå i lang tid vil være, vannkraftdominert, Danmark har bare varmekraft, mens Sverige og Finland har et blandet system med vannkraft, varmekraft og kjernekraft.
Lokal, mindre krafteksport har funnet sted fra bygder i Norge til naboer i Sverige og Finland. Den første større ledningsforbindelse med det svenske hovednettet ble satt i drift fra Sør-Trøndelag i 1960, og var basert på en spesiell avtale mellom landene, se Nea kraftverk. Senere ble det opprettet flere avtaler med Sverige om kraftutveksling i våte og tørre år, og kraftbytte mot lagring av vann i magasin i Norge. Tidligere gikk krafthandelen med utlandet gjennom Statkraft SF, nå er krafthandelen over grensen åpen og tilgjengelig gjennom den nordiske kraftbørsen Nord Pool.
Spørsmålet om direkte krafteksport fra Norge til Danmark ble tidlig tatt opp, men prosjektet lot seg ikke realisere før den tekniske utviklingen på området likestrøm og sjøkabler gjorde det mulig å krysse Skagerrak med sjøkabel. En så lang kabeloverføring kan bare gjennomføres ved bruk av likestrøm. I 1976 og 1977 ble det lagt to likestrømskabler mellom Kristiansand og Jylland, lengde 130 km, største dybde 550 m, overføringsevne 510 MW. En tredje kabeloverføring for 530 MW ble satt i drift 1993.
Siden midten av 1990-årene har det bare i meget beskjeden grad blitt bygd ut ny produksjonskapasitet i Norge. Norge har derfor i stadig større grad blitt avhengig av en netto kraftimport også i år med normale nedbør- og temperaturforhold. Forbindelsene til Sverige og Danmark tjener derfor i tillegg til kortsiktig utveksling av effekt også som kanal for en netto import av kraft i de fleste år. Samlet overføringsevne (2009) på forbindelser til og fra Sverige er ca. 3200–3600 MW på i alt ni ledninger; til og fra Danmark ca. 1000 MW på tre sjøkabelforbindelser; 70–120 MW til og fra Finland på én ledning fra Varangerbotn i Finnmark og 50 MW til og fra Russland på én ledning over grensen i Pasvik i Finnmark. I 2008 ble NorNed-kabelen mellom Norge og Nederland satt i drift. Denne har en kapasitet på 700 MW. Samlet overføringsevne på forbindelser mellom Norge og utlandet er etter dette maksimalt 5500 MW.
Det var planlagt ytterligere to kabelutbyggingsprosjekter som skulle øke denne kapasiteten, fra Sørlandet til Tyskland. Disse prosjektene har imidlertid ikke blitt realisert, og overføringskapasiteten mot utlandet virker i noen situasjoner begrensende på kraftutvekslingen. Et godt eksempel på dette hadde vi vinteren 2002/2003. Vinteren var svært tørr, noe som førte til høy import av kraft. Det var imidlertid ikke tilstrekkelig kapasitet til å dekke opp den produksjonssvikt en hadde i de norske vannkraftstasjonene i forhold til et normalt år. Dette førte til en nærmest ukontrollert prisstigning i det norske kraftmarkedet, og det oppstod en knapphetssituasjon som nesten gjorde det nødvendig med rasjonering. En videre utbygging av ny produksjonskapasitet i Norge samt styrking av overføringskapasiteten mot utlandet vil være viktige tiltak for å bidra til at slike situasjoner blir mindre sannsynlige i fremtiden.