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Kopp­lung der eu­ro­päi­schen Strom­groß­han­dels­märk­te (Mar­ket Coup­ling) / Be­rech­nung ge­bots­zo­nen­über­grei­fen­der Über­tra­gungs­ka­pa­zi­tä­ten

Als Marktkopplung (Market Coupling) wird das Verfahren zur effizienten Nutzung der nur begrenzt verfügbaren Übertragungskapazitäten zwischen verschiedenen Ländern bzw. Gebotszonen bezeichnet. Es wird gemeinsam von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) und den Strombörsen organisiert.

In Europa sind dabei sowohl der vortägige Markt (Day-Ahead) als auch der untertätige Markt (Intraday) größtenteils gekoppelt. Dies bedeutet, dass freie Übertragungskapazität zwischen Gebotszonen direkt an die verauktionierte Strommenge geknüpft ist, so dass sich weder der Verkäufer noch der Käufer des Stroms Gedanken um die Durchleitung machen muss. Dieses Verfahren, bei dem sich beide Handelspartner in unterschiedlichen Gebotszonen befinden und ohne weitere Schritte miteinander Handel betreiben können, nennt sich implizite Kapazitätsvergabe. Im Gegensatz dazu gibt es die an Bedeutung verlierende explizite Kapazitätsvergabe, bei der zusätzlich zum eigentlichen Handelsgeschäft Übertragungsrechte zwischen Gebotszonen erworben werden müssen.

Ziel des Market Couplings ist die effiziente Nutzung der verfügbaren Übertragungskapazitäten zwischen den beteiligten Ländern. Im Ergebnis führt die Marktkopplung zu einer Preisangleichung, wobei die Kapazitätszuteilung auf die einzelnen Grenzen auch unter Berücksichtigung der möglichen Wohlfahrtseffekte erfolgt. Zu beobachten ist, dass die Preiskonvergenz (als Indikator für eine effiziente Nutzung von Grenzkuppelkapazitäten) in gekoppelten Regionen deutlich höher als in ungekoppelten Regionen ist.

Die Bundesnetzagentur arbeitet gemeinsam mit den anderen europäischen Regulierungsbehörden und der Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) an der Umsetzung der Vorgaben der Europäischen Union zur Marktkopplung.

Multi-Regional-Coupling (MRC)

Im MRC sind mittlerweile 20 europäische Länder und damit mehr als 85 Prozent des europäischen Stromverbrauchs in der vortägigen (Day-Ahead) Marktkopplung miteinander verbunden.

Cross Border Intraday Project

Ein großer Fortschritt war die Inbetriebnahme der grenzüberschreitenden Intraday-Lösung (XBID) am 12. Juni 2018, die den kontinuierlichen untertägigen Handel zwischen Belgien, Dänemark, Deutschland, Estland, Finnland, Frankreich, Lettland, Litauen, Luxemburg, Norwegen, den Niederlanden, Österreich, Portugal, Schweden und Spanien koppelt und den bestehenden Day-Ahead-Markt ergänzte. 2019 wurden weitere Länder Europas in einer zweiten Implementierungswelle angeschlossen.

Kapazitätsberechnung für den gebotszonenübergreifenden Handel

Die Übertragungskapazitäten zwischen Gebotszonen sind ein knappes Gut. Limitierte Kuppelkapazitäten und auch interne Netzelemente mit hoher Sensitivität für den gebotszonenübergreifenden Handel können eine natürliche physikalische Begrenzung für den gebotszonenübergreifenden Stromhandel bilden.

Die den Strommärkten im Day-Ahead-Markt zur Verfügung gestellten Kapazitäten werden in Europa auf zwei Arten ermittelt: Einerseits mittels der „Net Transfer Capacity (NTC)“-Berechnung und andererseits durch den „Flow-Based Market Coupling (FBMC)“-Algorithmus.

Net Transfer Capacity (NTC)

Beim NTC-Verfahren stimmen die ÜNB die zur Verfügung stehenden Handelskapazitäten – insbesondere für längerfristige Kapazitäten – beidseitig grenzüberschreitend untereinander ab. Die Seite mit der geringeren Höhe bestimmt dabei die Gesamthöhe der Handelskapazität an der Grenze. Prägend sind dabei Erfahrungswerte für die Belastbarkeit des zur Grenze hinführenden Teils des jeweiligen nationalen Netzes.
Dieses Verfahren wird in der Region Hansa (Dänemark, Deutschland, Niederlande, Schweden, Polen) verwendet.

Flow-Based Market Coupling (FBMC)

Im gemeinsamen Flow-Based Market Coupling von Zentralwesteuropa (engl. CWE: Belgien, Deutschland, Frankreich, Luxemburg, Niederlande und Österreich) wird (ausschließlich) die Day-Ahead-Übertragungskapazität algorithmisch berechnet. Anhand eines Netzmodells und des Handelsergebnisses wird eine wohlfahrtsoptimierte Kapazitätsverteilung erreicht. Dabei wird nicht nur eine einzelne Grenze, sondern es werden alle sich im betrachteten Bereich ergebenden Stromflüsse unter Berücksichtigung der für den Handel relevanten Leitungen mit einbezogen.

Die Verordnung (EU) 2015/1222 zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement (CACM-VO) definiert die lastflussbasierte Marktkopplung als das Zielmodell in Zentraleuropa. Für die geographisch größere Core-Region (Zusammenfassung von CWE und CEE - bestehend aus den Grenzen zwischen Österreich, Kroatien, Tschechien, Deutschland, Ungarn, Polen, Rumänien, Slowenien, Slowakei) wird dies voraussichtlich Ende 2020 eingeführt.

Mindesthandelskapazität

(nach Verordnung (EU) 2019/943)

Ein Fokus der Anfang Juli 2019 in Kraft getretenen Verordnung für den europäischen Elektrizitätsmarkt ist die Berechnung grenzüberschreitender Kapazitäten. Bis zum 31.12.2025 ist dem gebotszonenübergreifenden Handel ein Mindestanteil von 70 Prozent der Übertragungskapazitäten zur Verfügung zu stellen. In diesem Zusammenhang konkretisiert die Bundesnetzagentur im Folgenden die Berechnung und Ausweisung sog. Startwerte.

Prinzipien zur Berechnung und Ausweisung der Startwerte

(nach Artikel 15 Absatz 2 Verordnung (EU) 2019/943)

Inhalt und Zweck

Die Bundesrepublik Deutschland beschreitet den in Artikel 15 Verordnung (EU) 2019/943 vorgesehenen Prozess eines nationalen Aktionsplans. Das in der Verordnung definierte Mindestkapazitätsziel von 70 Prozent für gebotszonenübergreifenden Handel muss daher spätestens ab dem 31.12.2025 erreicht sein.

Das BMWi ist damit betraut, den zur Zielerreichung erforderlichen Aktionsplan zu erstellen. Dieser beschreibt Eckpunkte zur Berechnung der Startwerte des linearen Anstiegspfads nach Artikel 15 Absatz 2 Verordnung (EU) 2019/943. Die technischen Details werden von der Bundesnetzagentur konkretisiert.

Die Bundesnetzagentur hat Prinzipien zur Berechnung und Ausweisung der Startwerte des linearen Anstiegspfads ab dem 1. Januar 2020 erarbeitet und wird die Einhaltung der relevanten Vorgaben der Verordnung (EU) 2019/943 durch die deutschen ÜNB anhand dieser überwachen.

Für die Ermittlung der Startwerte werden dazu die rechtlichen Anforderungen von Artikel 15 Verordnung (EU) 2019/943 zugrunde gelegt und somit die allokierten Handelskapazitäten der vergangenen drei Jahre berücksichtigt. Der zu errechnende Startwert wird dabei als prozentualer Anteil des im operativen Systembetrieb maximal technisch zulässigen Flusses ermittelt. Davon ausgehend erfolgt eine jährliche Erhöhung auf Basis eines linearen Anstiegspfades bis auf 70 Prozent am 31.12.2025. Bei der Berechnung und Ausweisung der konkreten Startwerte sind durch die ÜNB die in diesem Dokument dargestellten Vorgaben anzuwenden.

Die ÜNB veröffentlichen die für sie relevanten Startwerte je kritischem Netzelement oder Gebotszonengrenze auf ihrer Internetseite. Die englische Fassung finden Sie auf der Seite des Joint Allocation Office (JAO)

Startwertberechnung basierend auf aktueller Kapazitätsberechnungsmethode

Artikel 15 Absatz 2 Verordnung (EU) 2019/943 sieht vor, dass der Ausgangspunkt der linearen Verlaufskurve des Aktionsplans die „zugewiesene Kapazität an dieser Grenze oder auf einem kritischen Netzelement“ abbilden soll.
Den Vorschriften der Verordnung (EU) 2019/943 folgend, erfolgt die Startwertberechnung somit somit auf Basis der für die Kapazitätsberechnung relevanten Netzelemente für Flow-Based-Regionen und anhand von Gebotszonengrenzen für NTC-Regionen.

Das bedeutet für die relevanten Kapazitätsberechnungsregionen:
CoreBerechnung von Startwerten auf Basis aller kritischen Netzelemente in CWE und der für die NTC-Berechnung für DE-PL/CZ relevanten Netzelemente
HansaBerechnung von Startwerten je Gebotszonengrenze

Im Falle einer Änderung der Kapazitätsberechnungsmethoden oder der Einführung von Advanced Hybrid Coupling können Anpassungen erforderlich werden.

Startwertberechnung basierend auf historischen Daten von 2016 bis 2018

Artikel 15 Absatz 2 Verordnung (EU) 2019/943 legt fest: „Den Ausgangspunkt dieser Verlaufskurve bildet entweder die im Jahr vor der Annahme des Aktionsplans zugewiesene Kapazität an dieser Grenze oder auf einem kritischen Netzelement oder der Durchschnitt der letzten drei Jahre vor der Annahme des Aktionsplans, je nachdem, welcher Wert höher ist.“
Daher basiert die Berechnung der Startwerte auf der Grundlage historischer Werte für die Jahre 2016, 2017 und 2018.

Der Bundesnetzagentur ist dabei sowohl das Ergebnis des letzten Jahres (2018), als auch der Durchschnitt der letzten drei Jahre (2016 bis 2018) vorzulegen („Vergleichsrechnung“), damit der jeweils höhere Wert als Grundlage für die Startwertberechnung gewählt werden kann.*

Jahr der Inbetriebnahme des relevanten NetzelementsBerechnungsgrundlage
2018Der verfügbare Zeitraum bzw. die verfügbaren Daten für das Jahr 2018 werden ebenfalls anhand der vereinbarten Methodik berechnet.
2019Aufgrund der fehlenden Datengrundlage wird der Startwert der Region angesetzt.

Bei Umbau/Verstärkung bzw. Änderungen der Netztopologie kann zusätzlich eine Einzelfallprüfung der spezifischen historischen Gegebenheiten erfolgen.

* Markteinheiten (Stunden), in denen Netzelemente nicht in Betrieb waren, werden nicht mit in die Berechnung einbezogen.

Startwertberechnung für neue Netzelemente

Relevanten Netzelementen, die nach dem 1. Januar 2020 (Start des Aktionsplans) in Betrieb genommen werden, wird ein Startwert von Null Prozent zugewiesen.

Für Netzelemente, die bereits in Betrieb gewesen sind und ab dem Jahr 2019 neu als kritische Netzelemente definiert werden, wird der aktuell gültige Mindestwert des linearen Anstiegspfads der Region angesetzt.*

Verliert ein Netzelement nach dem Jahr 2019 seinen Status als kritisch und ist für die Kapazitätsberechnung nicht mehr relevant, wird der errechnete Startwert der Region nicht neu bestimmt, d.h. der lineare Anstiegspfad verändert sich nicht durch einen solchen Vorgang und die Stabilität des Aktionsplans bleibt gewährleistet.

Falls die Kapazität eines Netzelements während des Aktionsplans erhöht wird, soll immer der gerade gültige, maximal technisch zulässige Fluss der Markteinheit Grundlage des Monitorings sein.

* Dies gilt beispielsweise für Netzelemente, die im Rahmen der Erweiterung von CWE zur Core-Region neu als kritisch definiert werden.

Startwertberechnung basierend auf zugewiesener Kapazität

Die Berechnung der Startwerte erfolgt auf Basis zugewiesener Kapazität.

Anders als bei der Anwendung der Mindesthandelskapazität (Artikel 16 Absatz 8 Verordnung (EU) 2019/943), die sich auf die dem gebotszonenübergreifenden Handel zur Verfügung zu stellende Kapazität bezieht, nimmt der Gesetzestext bei der Bestimmung des Startwerts auf die historisch allokierten Handelskapazitäten Bezug („zugewiesene Kapazität“ Artikel 15 Absatz 2 Verordnung (EU) 2019/943).*

Diese wird interpretiert als der realisierte Handel/Fluss auf Netzelementen, der sich aufgrund der historischen Nettopositionen (als Ergebnis aller Zeitfenster d.h. - long-term, day-ahead und intraday**) je Markteinheit einstellt. Dies bedeutet, dass im Rahmen des entsprechenden Zeitstempels sowohl positive als auch negative PTDF-Werte berücksichtigt werden müssen.

Je Markteinheit werden also alle Nettopositionen mit den entsprechenden PTDFs der Gebotszonen multipliziert. Die Superposition der so berechneten Teilflüsse führt zu einem resultierenden, durch den gebotszonenübergreifenden Handel verursachten Fluss in eine Richtung des kritischen Netzelements pro Markteinheit. Dieser Wert je Markteinheit wird dann über den relevanten Zeitraum (die Jahre 2016 bis 2018 bzw. nur das Jahr 2018) richtungsunabhängig gemittelt.
„Richtungsunabhängig“ bedeutet dabei, dass je Markteinheit der verursachte Fluss berechnet wird und dieser unabhängig von der Flussrichtung betragsmäßig in den Mittelwert eingeht. Dabei wird das Maximum aus dem Mittelwert über alle Markteinheiten der Kalenderjahre 2016 bis 2018 oder dem Mittelwert über alle Markteinheiten des Jahres 2018 gewählt. Der so ermittelte Wert eines Netzelementes wird als Anteil des zugehörigen maximal zulässigen Flusses des Netzelementes in Prozent ausgedrückt.

Bei der Kapazitätsberechnung werden zur Berücksichtigung der (n-1)-Sicherheit kritische Netzelemente mit Ausfallsituationen kombiniert. Da die Startwertberechnung jedoch auf historisch zugewiesenen Kapazitäten auf „kritischen Netzelementen“ beruht, wird dabei – anders als im Monitoring bzw. in der Kapazitätsberechnung - auf kritische Netzelemente ohne assoziierte Ausfallsituationen abgestellt. Der berechnete Startwert (Prozentwert) für ein kritisches Netzelement ist dann in der Kapazitätsberechnung bzw. Kapazitätsbereitstellung für alle assoziierten Ausfallsituationen gültig.

* Das bedeutet z.B. in der Flow-Based-Region CWE, dass nicht die historischen RAM-Werte die Grundlage für die Berechnung des Startwerts sind, sondern der „virtuelle Fluss“, der sich durch die historischen Nettopositionen einstellt.

** Während der betrachteten Jahre 2016 bis 2018 gab es keine Reservierung von gebotszonenübergreifender Kapazität für Regelenergie. Daher hat der Regelenergieaustausch für die Startwertberechnung keinen Einfluss und wird erst im Rahmen des zukünftigen Monitorings relevant.

Regionale Startwertausweisung für die Region CWE/Core

Zur Ermittlung des Startwerts soll in der Region Core eine Mittelwertbildung über alle für die Kapazitätsberechnung relevanten Netzelemente der deutschen ÜNB erfolgen.

Es wird ein regionaler, richtungsunabhängiger Startwert für die Region Core ermittelt, der dann für alle deutschen ÜNB dieser Region gilt. Der Startwert wird anhand eines linearen Anstiegspfads entsprechend Artikel 15 Absatz 2 Verordnung (EU) 2019/943 jährlich erhöht.

Für die Region CWE soll - unabhängig vom berechneten Startwert - der zum 26. April 2018 in der Region für das Flow-Based Market Coupling eingeführte Mindestanteil für Leitungskapazität für gebotszonenübergreifenden Handel von 20 Prozent gelten. Das gilt in der Region CWE (solange diese noch besteht*) auch für neue Netzelemente, die nach dem 1. Januar 2020 in Betrieb gehen.

Für DE-PL/CZ erfolgt die Ausweisung für den Markt zusätzlich bis zur Implementierung der lastflussbasierten Marktkopplung in der Kapazitätsberechnungsregion Core anhand von Mindestkapazitäten für den gebotszonenübergreifenden Handel. Aufgrund des bestehenden technischen Profils wird ein Wert für DE-PL/CZ sowie in umgekehrter Richtung ausgewiesen. Die auf dem technischen Profil angebotene Mindestkapazität kann von jeglichem gebotszonenübergreifenden Handel (also auch von Handel auf anderen Gebotszonengrenzen) in Anspruch genommen werden.

* Die aktuelle Kapazitätsberechnung der Region Core, die der Region CWE nachfolgen wird, sieht ebenfalls diese Mindestkapazität von 20 Prozent vor.

Grenzscharfe Startwertausweisung für die Region Hansa

Die Ermittlung des grenzscharfen Startwerts in der Kapazitätsberechnungsregion Hansa erfolgt über die allokierte Kapazität je Gebotszonengrenze im Verhältnis zu der maximal verfügbaren Grenzkuppelkapazität.

Im Ergebnis wird ein grenzscharfer, richtungsunabhängiger Startwert für den gebotszonenübergreifenden Handel festgelegt. In der Ausweisung für den Markt wird eine für den gebotszonenübergreifenden Handel mindestens zur Verfügung zu stellende Kapazität dargelegt.

Für Gebotszonengrenzen mit ausschließlich DC-Interkonnektoren entspricht dies dem mindestens anzubietenden NTC-Wert, aber nur für den Fall, dass keine AC-Netzelemente für die Kapazitätsberechnung relevant sind.

Für alle anderen Gebotszonengrenzen entspricht dies dem mindestens anzubietenden NTC-Wert für den Fall, dass die zur Verfügung zu stellende Kapazität für den gebotszonenübergreifenden Handel ausschließlich von dem Handel auf dieser Gebotszonengrenze genutzt wird.*
Tatsächlich kann die so angebotene Mindestkapazität auf einer Gebotszonengrenze von jeglichem gebotszonenübergreifenden Handel (also auch von Handel auf anderen Gebotszonengrenzen) in Anspruch genommen werden.

* Der veröffentlichte Wert und dessen Berechnung soll auf einer für die Gebotszonengrenze typischen Netztopologie basieren.

Berücksichtigung von Drittstaaten

Die Verordnung (EU) 2019/943 verbietet nicht den Handel mit Drittstaaten.

Dieser Handel war und bleibt im Interesse des EU-Binnenmarkt für Energie unbedingt erforderlich (z.B. spielt das schweizerische Netz eine wichtige Rolle bei der Realisierung von Handelsflüssen der CWE-Region oder von EU Transitflüssen). Besonders das vermaschte Netz in Kontinentaleuropa lässt es gerade technisch nicht zu, Transit- oder Ringflüsse zu verhindern. Da außerdem die Infrastruktur von Drittstaaten für den EU-internen Handel genutzt wird, wäre es nicht kohärent, die durch Handel mit solchen Staaten entstehenden Flüsse nicht zu berücksichtigen.

Außerdem trifft der Rechtsrahmen zusätzlich zur Vorgabe der 70 Prozent Mindesthandelskapazität, eine Aussage darüber, wofür die restliche Kapazität einer Leitung genutzt werden darf (Artikel 16 Abs. 8 Verordnung (EU) 2019/943: „Die Gesamtmenge von 30 Prozent kann auf jedem kritischen Netzelement für Zuverlässigkeitsmargen, Ringflüsse und interne Stromflüsse verwendet werden.“). Somit ergibt sich – argumentum e contrario –, dass Flüsse resultierend aus dem Handel mit Drittstaaten bei der Bereitstellung der Mindesthandelskapazität zu berücksichtigen sind. Um Konsistenz zwischen Bereitstellung und Startwertberechnung zu wahren, sollen deshalb Nicht-EU-Flüsse auch bei der Berechnung der Startwerte anhand historischer Daten berücksichtigt werden.

Eine solche Berücksichtigung soll zukünftig auch in den Kapazitätsberechnungsregionen abgestimmt werden. Dies wird derzeit bereits in der Region Core diskutiert und vorbereitet.

Die Bundesnetzagentur hält daher fest, dass die deutschen ÜNB weiterhin zu diesem europäischen Prozess beitragen sollen, um eine entsprechende Berücksichtigung von Drittstaaten langfristig sicherzustellen.

Datenbasis

Für die Berechnung der Startwerte sollen harmonisierte Datengrundlagen verwendet werden.

Diese sind CWE-Flow-Based Daten von Unicorn, ENTSO-E Transparenzplattform und ID Schedules der Vulcanus-Plattform. Außerdem sollen grundsätzlich historische PTDF-Werte genutzt werden, wobei lediglich die Markteinheiten bei der Startwertberechnung berücksichtigt werden, die in den Datensätzen vorhanden sind.

Wenn für bestimmte Netzelemente keine historischen Daten vorliegen, sollen auf einheitlichem Weg entsprechende Werte generiert werden.

* Einen Sonderfall stellen Netzelemente dar, die physisch bereits in Betrieb gewesen sind und in den für die Startwertberechnung relevanten Jahren 2016 bis 2018 neu als „kritische Netzelemente“ definiert werden. Im Zeitraum vor der Definition als „kritisches Netzelement“ werden hierfür generierte PTDFs und ab dem Zeitpunkt der Definition als „kritisches Netzelement“ historische PTDFs verwendet.
ÜNBRückgriff auf
nur Teil der CWE-Regionhistorische Werte (PTDF und maximaler Fluss aus dem F204 Datensatz zu CWE-Flow-Based)*
gehört mehreren Regionen angenerierte PTDFs (aufgrund der notwendigen Einheitlichkeit bei der ÜNB spezifischen Berechnung)

Die stundenscharfe PTDF-Berechnung erfolgt dabei für Europa und HGÜ-Leitungen anhand der DACF-Datensätze. Die Zusammenführung von nodalen PTDFs und GSKs ergibt zonale PTDFs (zone to slack) je Gebotszone bzw. Konverterstation.