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EU-Strombinnenmarkt

Die europäischen Übertragungsnetzbetreiber arbeiten eng zusammen, unter anderem  um die ambitionierten Ziele der EU zur Schaffung eines Elektrizitätsbinnenmarktes zu erreichen. 50Hertz ist hierbei neben den anderen  drei deutschen Übertragungsnetzbetreibern und nicht zuletzt aufgrund der zentralen Lage des 50Hertz-Netzgebietes in vielfältige Projekte und Initiativen involviert. Im europäischen Netzwerk der Übertragungsnetzbetreiber für Elektrizität (ENTSO-E), in dem auch 50Hertz aktiv ist, werden die gesamteuropäischen Aktivitäten koordiniert.

Kapazitätsberechnungsregion (CCR) Hansa
Kapazitätsberechnungsregion (CCR) Core

Über verschiedene internationale Leitungen ist das Übertragungsnetz von 50Hertz derzeit mit den Übertragungsnetzen anderer Länder verbunden. Hier können Sie sich über die in Betrieb befindlichen internationalen Verbindungsleitungen und die aktuellsten Entwicklungen der Projekte zum Aus- und Umbau dieser sogenannten Interkonnektoren informieren. 


Um eine effiziente Nutzung und einen sicheren Betrieb des Übertragungsnetzes von 50Hertz als Teil des europäischen Netzverbundes sicherzustellen, werden die für den internationalen Stromhandel zur Verfügung stehenden grenzüberschreitenden Übertragungskapazitäten nach den von der Bundesnetzagentur gemeinsam mit den jeweils zuständigen Regulierungsbehörden genehmigten Methoden bestimmt und im Rahmen einer transparenten und diskriminierungsfreien Kapazitätsvergabe dem Markt zur Verfügung gestellt. Weitere Informationen dazu finden Sie hier. 


Gesetzliche Grundlage für das internationale Engpassmanagement und die Entwicklung des EU-Strombinnenmarktes bildet die Verordnung (EU) 2019/943 über den Elektrizitätsbinnenmarkt aus dem vierten Energiepaket der EU, welches die in der Umsetzung befindlichen EU-Verordnungen des dritten Energiepakets ergänzt. 

Umsetzung von EU-Verordnungen in Folge des dritten Energiepakets der EU

Im Rahmen der Umsetzung der beiden EU-Verordnungen CACM (Verordnung (EU) 2015/1222) und FCA (Verordnung (EU) 2016/1719) arbeitet 50Hertz zusammen mit den anderen europäischen Übertragungsnetzbetreibern unter anderem intensiv an der Weiterentwicklung der koordinierten Berechnung und Vergabe von grenzüberschreitenden Übertragungskapazitäten. Insbesondere im kurzfristigen (Vor- und Innertages-) Bereich ist das grundsätzliche Ziel die Einführung eines lastflussbasierten Kapazitätsberechnungs- und Vergabeverfahrens (Flow Based Market Coupling). In begründeten Fällen kann hiervon in einzelnen Regionen abgewichen werden.

Das Ziel der EU-Verordnung CACM ist die Koordinierung und Harmonisierung der Kapazitätsberechnung sowie die Kapazitätsvergabe für die grenzüberschreitenden Day-Ahead- und Intraday-Märkte. Mit der Verordnung werden zudem die Anforderungen für die ÜNB in der Zusammenarbeit auf regionaler Ebene, auf paneuropäischer Ebene und über die Gebotszonengrenzen hinweg festgelegt.

Die Kapazitätsberechnung sollte zumindest auf regionaler Ebene koordiniert werden, um eine zuverlässige Kapazitätsberechnung zu gewährleisten und um sicherzustellen, dass dem Markt optimale Kapazitäten zur Verfügung gestellt werden. Daher ist ein erster Schritt zur Umsetzung der EU-Verordnung CACM die Festlegung der Regionen, in denen eine solche Koordinierung notwendig ist. Gemäß Artikel 2 der VO 2015/1222 werden diese Regionen als „Kapazitätsberechnungsregionen“ (Englisch: „Capacity Calculation Region (CCR)“) definiert und bedeuten „das geografische Gebiet, in dem eine koordinierte Kapazitätsberechnung angewendet wird“. Die Festlegung der CCRs ist am 17.11.2016 durch die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) erfolgt und unter diesem Link veröffentlicht. 

Detaillierte Informationen zu den Aktivitäten in den einzelnen CCRs finden Sie auf den entsprechenden Seiten des Verbands der europäischen Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) unter CCRs. 50Hertz ist der CCR Core und der CCR Hansa zugeordnet.

Weitere aus der Umsetzung der beiden EU-Verordnungen CACM und FCA resultierende und ggf. von der Bundesnetzagentur zu genehmigende Methoden, die nach Artikel 9 (14) CACM bzw. Artikel 4 (13) FCA zu veröffentlichen sind, finden Sie auf der Informationsplattform der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber unter der Rubrik „EU-Network Codes“ beziehungsweise auf den Seiten von ENTSO-E zu den jeweiligen EU-Verordnungen CACM und FCA.

Day-Ahead Marktkopplung

Zur Erreichung des Ziels der Europäischen Kommission, einen europaweiten Strombinnenmarkt zu schaffen, hat die Europäische Kommission die europaweite Einführung einer integrierten Preiskopplung für den vortäglichen Stromhandel (day ahead) vorgegeben – das Single Day Ahead Coupling (SDAC).

Intraday Marktkopplung

Um einen integrierten europäischen Elektrizitätsbinnenmarkt innertags zu schaffen, haben Strombörsen und Übertragungsnetzbetreiber von zwölf Ländern eine Initiative namens XBID Market Project ins Leben gerufen. Der Zweck des XBID Market Projects ist, kontinuierlichen grenzüberschreitenden Handel zu ermöglichen und insgesamt die Effizienz des Intraday-Stromhandels durch einen einheitlichen grenzüberschreitenden Intraday-Markt in Europa zu erhöhen. Aus dem XBID Projekt entsteht inzwischen das Single Intraday Coupling (SIDC).

Network Codes

Die Europäische Kommission hat sich die Schaffung eines europaweiten Strombinnenmarktes zum Ziel gesetzt. Voraussetzung für eine effiziente Abwicklung des zunehmenden Stromhandels zwischen den EU-Mitgliedsstaaten sind EU-weit verbindliche Regeln. In Folge des dritten Energiepakets der EU und zur weiteren Ausgestaltung der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel sind diese EU-weiten Regeln als sogenannte „Network Codes“ entstanden, die auch als Netzkodizes oder Leitlinien bezeichnet werden. Die Network Codes sind durch die Europäische Kommission als EU-Verordnungen erlassen worden und sind somit rechtlich bindende Vorschriften. Ziel der Network Codes ist es, technische Voraussetzungen für einen effizienten und offenen EU-Binnenmarkt im Stromsektor zu schaffen.

Kapazitätsberechnungsregion (CCR) Hansa

Im Rahmen der Entwicklung eines integrierten europäischen Strombinnenmarktes arbeitet 50Hertz in verschiedenen Projekten eng mit den anderen europäischen Übertragungsnetzbetreibern zusammen. 



Bei der Umsetzung der drei sogenannten „Markt Netzkodizes“ (englisch: Market Network Codes) ist 50Hertz in den beiden Kapazitätsberechnungsregionen (englisch: Capacity Calculation Region [CCR]) „Core“ und „Hansa“ aktiv und arbeitet in den Projekten IGCC,  PICASSO und MARI zur gesamteuropäischen Harmonisierung von Regelleistungsprozessen mit. 



Detaillierte Informationen zu den Aktivitäten in den einzelnen CCRs finden Sie auf den entsprechenden Seiten des Verbands der europäischen Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) unter CCRs. 

Informationen zum Core Flow-Based Market Coupling Projekt

Die Parteien des Projektes zur lastflussbasierten Marktkopplung in der Kapazitätsberechnungsregion Core (Core FB MC) befinden sich aktuell im Übergang vom internen zum externen Parallellauf. Im Zuge dessen werden seit dem 16.11.2020 Kapazitäts- sowie Marktdaten von technisch repräsentativen Tagen auf der dazugehörigen Projektwebsite auf www.jao.eu veröffentlicht.

Im nächsten Schritt wird der externe Parallellauf vollständig gestartet - voraussichtlich im März 2021. Die Strombörsen und Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen dann täglich neue Daten auf der oben genannten Projektwebseite. Der externe Parallellauf wird bis zur Inbetriebnahme des Projekts im Februar 2022 fortgesetzt.

Weitere Meilensteine für das Projekt sind die Tests zu den SDAC Prozeduren von September bis Oktober 2021 und die SDAC Mitgliedertests von Oktober bis November 2021.

Über das Projekt zur lastflussbasierten Marktkopplung in der Core CCR

Das Core FB MC Projekt dient der Entwicklung und Umsetzung der lastflussbasierten Marktkopplung in der gesamten Kapazitätsberechnungsregion Core (Core CCR) im Rahmen des einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplungsprozesses. Die Core CCR umfasst die Gebotszonengrenzen zwischen den folgenden EU-Mitgliedsstaaten: Österreich, Belgien, Kroatien, Tschechien, Frankreich, Deutschland, Ungarn, Luxemburg, Niederlande, Polen, Rumänien, Slowakei und Slowenien.

Core_FB MC_Announcement of progress of testing & Go Live date_January 2022.pdf

Core_Market_Communication_FB DA MC Go Live update_November 2021.pdf

Information_Einladung zum Parallel Run-Workshop und Update des Projektplans

Information_Kickoff Core FB MC Projekt

Informationen zum 4M Market Coupling Projekt

Was ist das Hauptziel des Projekts?

Ziel des Interim Coupling Projekts ist die Einführung einer NTC-basierten vortäglichen Marktkopplung des MRC-Gebiets und des 4MMC-Gebiets über die entsprechenden Gebotszonengrenzen: DE-CZ, DE-PL, PL-CZ, PL-SK, CZ-AT, AT-HU, und damit die Schaffung des einheitlichen europäischen vortäglichen Marktes (SDAC). Durch die Einführung der impliziten Kapazitätsvergabe an den oben genannten Gebotszonengrenzen werden die beiden Regionen MRC und 4MMC im SDAC aufgehen und somit einen einheitlichen vortäglichen Kapazitätsvergabeprozess anwenden. 

Das Projekt ist als Zwischenschritt zur Einführung des Flow-Based Market Coupling (FBMC) in der CCR Core zu verstehen.

In dem nachfolgend aufgelisteten Informationsmaterial und den Pressemitteilungen erfahren Sie mehr über das 4M MC Projekt: 

Press_Release_Announcement_Go-live_ICP_June 2021.pdf

Joint press release_Interim Coupling_updated planning_May 2021.pdf

SDAC-ICP_webinar_joint_compiled_final_21 April 2021.pdf

Communication note_Registration_ICP webinar_April 2021.pdf

Communication note_Interim Coupling_Webinar_March 2021.pdf

Joint Press Release_Interim Coupling_Updated test planning_March 2021.pdf

Press Release_Interim Coupling_Start of testing_February 2021.pdf

Press Release_Interim Coupling_Project Status_November 2020.pdf

Press Release_Interim Coupling_Project Status_September 2020.pdf

4M MC_Information paper_March 2020.pdf

Press Release_Start of Implementation Phase.pdf

Press Release_Finalisation of High-Level Market Design.pdf

Market Coupling/Marktkopplung

Market Coupling (deutsch Marktkopplung) bezeichnet die Prozesse zur vortäglichen bzw. innertäglichen Kopplung der Gebotszonen von einem oder mehreren NEMOs (englisch Nominated Electricity Market Operator: meint den Marktbetreiber, i. d. R. eine Strombörse) zu einem einheitlichen Marktgebiet. Bei der Marktkopplung werden die von den Marktteilnehmern bei ihrem jeweiligen NEMO abgegebenen Gebote von einem einheitlichen IT-System unter Einhaltung der zwischen den Gebotszonen für den betreffenden Zeitbereich verfügbaren Übertragungskapazitäten abgeglichen. Im Ergebnis wird eine Annäherung – im Idealfall: eine Angleichung – der Strompreise in den gekoppelten Gebotszonen sowie eine effiziente Nutzung der Übertragungskapazitäten zwischen den gekoppelten Gebotszonen erreicht.

Sind in einer Gebotszone mehrere NEMOs aktiv, so sind die Prozesse und Schnittstellen zwischen den verschiedenen NEMOs und dem (oder ggf. den) Übertragungsnetzbetreiber(n) in dieser Gebotszone gesondert zu regeln, um diese Gebotszone in eine Marktkopplung zu integrieren. Dies geschieht über ein „Multiple NEMO Arrangement“ (MNA), welches gemäß der CACM-Verordnung von den relevanten NEMOs und den Übertragungsnetzbetreibern gemeinsam zu entwickeln ist. Weitere Informationen zu dem für die Gebotszone DE/LU abgeschlossenen MNA finden Sie hier.

Aktueller Stand des Single Intraday Couplings

50Hertz ist Partner im sogenannten Multi-Regional Coupling (MRC), einem Gemeinschaftsprojekt von Übertragungsnetzbetreibern und Strombörsen, das die europaweite Einführung einer integrierten Preiskopplung für den Day-Ahead-Markt „Single Day Ahead Coupling/SDAC” zum Ziel hat.


Daneben entsteht derzeit eine europaweite grenzüberschreitende Intraday-Marktkopplung „Single Intraday Coupling/SIDC” ausgehend von dem XBID-Projekt (englisch: crossborder intraday [XBID]). Dieses europäische Projekt ist in eine zweistellige Anzahl von regionalen Teilprojekten (englisch: Local Implementation Project, [LIP]) gegliedert. 50Hertz ist seit November 2019 auch an den Grenzen nach Osteuropa an den europaweiten Intraday-Strommarkt gekoppelt. 

Day-Ahead und Intraday

day-ahead: Im Kontext des Stromhandels versteht man unter day-ahead den Handel von Strom für den folgenden Tag unter Nutzung der zur Verfügung stehenden Übertragungskapazität. Dabei kann an jedem Tag zu einem bestimmten Zeitpunkt Strom für einzelne oder alle 24 Stunden des Folgetages gehandelt werden.

intraday: Hierunter versteht man den Handel von Strom, der noch am gleichen Tag geliefert wird. Dieser Handel kann grundsätzlich sowohl kontinuierlich als auch zu verschiedenen Handelszeitpunkten erfolgen, jeweils unter Nutzung der zur Verfügung stehenden Übertragungskapazität. Bis kurz vor Lieferzeitpunkt kann hier noch Strom gehandelt werden.

ANSPRECHPARTNER

Cornelius Heck

Leiter Systemführungskonzepte und Analysen