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Schaltleitung

Europäisches Strommarktmodell und Marktkopplung

TenneT kooperiert mit seinen Stakeholdern bei der Integration und Kopplung der europäischen Strommärkte, um das gesellschaftliche Ziel der Energiewende kosten-effizient zu erreichen.

Strommärkte brauchen das Übertragungsnetz für die physische Erfüllung ihrer Geschäfte. Lieferungen von Verkäufern zu Käufern werden per übereinstimmender Fahrplananmeldung beim jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber (sowohl durch den Lieferanten als auch durch den Empfänger) vereinbart. Die Übertragungsnetzbetreiber nehmen die Energiebuchung vor und garantieren die Lieferung und die Abnahme der Energie

Die aus der Summe aller Lieferungen resultierende Lastflüsse müssen die technischen Grenzen des Netzes einhalten. Das Strommarktmodell berücksichtigt daher die Übertragungskapazitäten des Netzes, damit nur solche Handelsgeschäfte vereinbart werden, die das Übertragungsnetz auch transportieren kann. Der europäische Strommarkt nutzt dazu ein zonales Marktmodell aus sogenannten Gebotszonen. Ein zonales Marktmodell stellt eine starke Vereinfachung der Netzrestriktionen dar und schafft dadurch transparente und intuitive Rahmenbedingungen für den Stromhandel.

Das Gegenmodell ist ein nodales Marktmodell (von engl. Node für Knotenpunkt, was Netzanschlüsse oder Verbindungen zum unterlagerten Netz bezeichnet). Im nodalen Marktmodell würden die Wechselwirkungen zwischen sämtlichen Entnahmen und Einspeisungen sowie alle Netzrestriktionen modelliert. Geschäfte mit physischer Erfüllung an unterschiedlichen Netzknoten können aufgrund der Komplexität des Modells nur von einem zentralen Algorithmus vermittelt werden. Außerbörslicher Handel und Portfoliooptimierung zwischen unterschiedlichen Netzknoten wäre damit praktisch unmöglich.

Gebotszonen sind zusammenhängende Netzgebiete in denen auf die Berücksichtigung der Übertragungskapazitäten verzichtet wird, weil die interne Übertragungskapazität für die gewöhnlichen Netznutzungsfälle (Summe der Einspeisungen, Entnahmen und Transitflüsse) in der Regel ausreichend ist. Falls die Übertragungskapazität innerhalb einer Gebotszone in Einzelfällen nicht ausreicht, greifen die Übertragungsnetzbetreiber in die Netznutzung ein, um Engpässe zu vermeiden.

Die Gebotszonengrenzen folgen den strukturellen (d.h. zeitlich und räumlich stabilen) Engpässen im europäischen Übertragungsnetz. Vielerorts entsprechen die Gebotszonen den Staatgebieten. Falls es aufgrund von Änderungen der gewöhnlichen Netznutzung zu strukturellen Engpässen innerhalb der Gebotszonen kommt, ist entweder eine Anpassung der Gebotszonen (Bidding Zone Review) oder die Auflösung der strukturellen Engpässe durch Netzausbau. 

Lieferungen zwischen Gebotszonen werden auf die verfügbaren Übertragungskapazitäten beschränkt, um Überlastungen des Übertragungsnetzes zu vermeiden und die Systemsicherheit zu gewährleisten. Die Allokation der grenzüberschreitenden Übertragungskapazität in Höhe der verfügbare Übertragungskapazität ist eine marktbasierte Form des Engpassmanagements, bestehend aus der Kapazitätsberechnung und der Kapazitätsallokation. Allerdings dürfen die Übertragungskapazitäten nicht uneingeschränkt zur Vermeidung von Netzengpässen begrenzt werden (siehe nächster Abschnitt zu Mindestkapazitäten).

Karte der Europäischen Gebotszonen

 

Die europäische Elektrizitätsbinnenmarkt-Verordnung (Art. 16 Abs. 8 Verordnung (EU) 2019/943 aus dem „Clean Energy Package“) schreibt Mindestkapazitäten für den grenzüberschreitenden Stromhandel vor. Demnach müssen die Übertragungsnetzbetreibern 70% der Übertragungskapazität sämtlicher Netzelemente für Stromimporte, -exporte oder -transite auf dem Day-ahead-Markt zur Verfügung stellen. Das bedeutet, dass teilweise nur 30% der Übertragungskapazität der Netzelemente innerhalb einer Gebotszone für interne Lieferungen zur Verfügung stehen.

Deutschland nimmt mit dem „Aktionsplan Gebotszone“ eine Übergangsregelung in Anspruch und erhöht die Kapazität für den gebotszonenüberschreitenden Stromhandel ausgehend vom Niveau vor 2020 mittels einer linearen Verlaufskurve bis zum 31.12.2025 auf 70 %. Die Werte der Verlaufskurven der deutschen Grenzen sind auf der folgenden Seite veröffentlicht: https://www.netztransparenz.de/EU-Network-Codes-und-CEP/CEP

Zur Kapazitätsberechnung stehen prinzipiell zwei Methoden zur Verfügung. Das NTC-Verfahren und das Flow-Based-Verfahren.[1]

Das NTC-Verfahren ermittelt die Übertragungskapazität für jede Gebotszonengrenze und Richtung als einen maximalen Austauschwert je Zeiteinheit (z.B. Jahr oder Stunde) in Megawatt. Ausgehend von einer angenommenen Grundauslastung des Netzes durch Austausche über andere Grenzen und Lieferungen innerhalb der Gebotszonen wird der maximale Austausch über die jeweilige Grenze ermittelt, bei dem das Netz gerade vollständig ausgelastet ist.

[1] NTC steht für Net Transfer Capacity; Flow-Based beruht auf einem vereinfachten Netzmodell zur Berücksichtigung von Lastflüssen.

Der maximale Austausch stellt die Gesamtübertragungskapazität (Total Transfer Capacity, TTC) dar. Abzüglich einer Sicherheitsmarge für die Ungenauigkeit des Berechnungsmodells (Transmission Reliability Margin, TRM) ergibt sich die Nettoübertragungsfähigkeit (Net Transfer Capacity, NTC). Zum Zwecke der Kapazitätsallokation wird gegebenenfalls noch die für den jeweiligen Zeitraum zuvor allokierte Kapazität (Already Allocated Capacity, AAC) abgezogen. Die verfügbare Übertragungskapazität (Available Transfer Capacity, ATC) entspricht dann: ATC = NTC – AAC.

Die Grundauslastung basiert auf Annahmen über die zukünftige Netznutzung, welche ein Prognoserisiko darstellen. Das koordinierte NTC-Verfahren (engl. kurz cNTC) verringert dieses Risiko zumindest für Grenzen, die Teil der Koordinierung sind. Da die Grenzen um die Kapazität der kritischen Netzelemente konkurrieren, muss eine Zuteilung der Übertragungskapazität vorgenommen werden. Da die Präferenz des Marktes zum Zeitpunkt der Kapazitätsberechnung nicht bekannt ist, erfolgt diese Zuordnung mittels fester Schlüssel (z.B. im Verhältnis der nominalen Kuppelleitungskapazitäten).

Das Flow-Based-Verfahren ermöglicht die Koordination einer Vielzahl von Grenzen mit starken Abhängigkeiten während der Kapazitätsallokation. Es ermöglicht eine präzisere Abbildung der Netzrestriktionen im Marktmodell und kommt mit weniger Annahmen aus. Das Flow-Based-Verfahren ist für die stark vermaschten Netzgebiete Zentral-Europas (Kapazitätsberechnungsregion „Core“) und Skandinavien („Nordic“) vorgeschrieben.

Im Flow-Based-Verfahren werden die Netzrestriktionen nicht auf einen Wert je Grenze und Richtung verdichtet, sondern zusammen mit den Wechselwirkungen der beteiligten Grenzen in Form eines Lösungsraums (s.g. Flow-Based Domain) dargestellt. Im Zuge der anschließenden Kapazitätsallokation kann daher die Nutzung der Übertragungskapazität für Austausche über die einzelnen Grenzen (innerhalb des Lösungsraums) entsprechend der Präferenzen der Märkte optimiert werden. Eine Zuordnung der Kapazitäten mittels fester Schlüssel ist nicht erforderlich. Das Flow-Based Verfahren ermöglicht bei gleicher Übertragungskapazität einen höheren ökonomischen Nutzen.

Methoden für die Kapazitätsberechnung

 

Die Kapazitätsallokation erfolgt entweder mittels Auktionen oder nach dem Windhundprinzip (Frist-Come-First-Served). Außerdem kann die Allokation der Übertragungskapazität explizit (d.h. in einem eigenständigen Vorgang) oder implizit im Rahmen des Stromhandels erfolgen.

Explizite Allokation

Die explizite Allokation von Übertragungskapazität findet separat vom Stromhandel statt. Hierzu wird die verfügbare Übertragungskapazität als Übertragungsrecht verbrieft und an einzelne Markteilnehmer allokiert. Die Allokation langfristiger Übertragungsrechte im Termin-Bereich (z.B. Jahres- und Monatsrechte) erfolgt mittels einer Versteigerung.

 Übertagungsrechte sind grundsätzlich richtungsspezifisch, d.h. Übertragungsrechte für die Richtung von Gebotszone A nach Gebotszone B unterscheiden sich von Übertragungsrechten von Gebotszone B nach Gebotszone A.

Übertragungsrechte sind in der Regel als Optionen ausgestaltet, d.h. die Ausübung des Übertragungsrechts ist nicht verpflichtend.

Implizite Allokation (Marktkopplung)

Die implizite Allokation oder Marktkopplung (Engl.: Market Coupling) verbindet die Allokation der Übertragungskapazität mit dem börslichen Stromhandel. Die Übertragungskapazität wird genutzt, um Angebot und Nachfrage von lokalen Börsenplätzen unterschiedlicher Gebotszonen zusammenzubringen. Die Allokation der Übertragungsrechte erfolgt dabei nicht an einzelne Marktparteien sondern in Form von Übertragungsobligationen an die Strombörse (in ihrer Rolle als nominierte Strommarktbetreiber, Englisch: Nominated Electricity Market Operator, kurz NEMO). Die Energietransaktion wird dann mittels der Übertragungsrechte zwischen den Clearingstellen der Strombörsen (Central Counter Parties) auf den jeweiligen Seiten der Grenze abgewickelt.

Schematische Darstellung der Marktkopplung

Die Kopplung der kontinuierlichen Intraday-Märkte nutzt zur Kapazitätsallokation das Windhundprinzip (First-Come-First-Served). Falls ausreichend Übertragungskapazität verfügbar ist, sehen die Händler auch Kaufangebote oder Verkaufsgebote aus anderen Gebotszonen im lokalen Orderbuch. Da der Börsenhandel anonymisiert ist, werden die Gebote aus anderen Gebotszonen nicht als solche kenntlich gemacht. Sobald ein grenzüberschreitendes Geschäft geschlossen wurde, wird automatisch die Kapazität an die beteiligten Clearingstellen allokiert, die verfügbare Übertragungskapazität aktualisiert und ein grenzüberschreitender Fahrplan zur physischen Erfüllung bei den jeweiligen Übertragungsnetzbetreibern angemeldet.

Die Kopplung von Stromauktionen, wie der vortägigen (Day-Ahead) Stromauktion oder den zukünftigen untertägigen (Intraday) Stromauktionen, erfolgt mittels impliziter Auktionen. Hierbei ermittelt ein zentraler Algorithmus alle lokalen Auktionsergebnisse mit Optimierung des grenzüberschreitenden Austausches zwischen den Gebotszonen. Die Auktionsergebnisse umfassen die Markträumungsmengen (angenommene und nicht angenommene Gebote) und die Markträumungspreise aller Marktzeiteinheiten (24 Stunden oder 96 Viertelstunden des Liefertages) sämtlicher teilnehmender Auktionen sowie die Austausche (Importe und Exporte) zwischen allen teilnehmenden Gebotszonen, unter Einhaltung der verfügbaren Übertragungskapazitäten. Ziel der Optimierung ist die Maximierung des wirtschaftlichen Gesamtnutzen bzw. der Summe aller ökonomischen Renten (Produzenten-, Konsumentenrente und Engpasserlöse) der gekoppelten Auktionen.

Der optimale Austausch hängt sowohl von Stromangebot und -Nachfrage in den Gebotszonen als auch von den verfügbaren Übertragungskapazitäten ab und führt (je Marktzeiteinheit) entweder zur vollständigen Preiskonvergenz (Preisgleichheit)[1] benachbarter Gebotszonen, sodass ein zusätzlicher Austausch ökonomisch nicht mehr sinnvoll ist, oder zur vollständigen Ausnutzung der Übertragungskapazität mit einer verbleibenden Preisdifferenz. Der Austausch bei Preisdifferenz erwirtschaftet Engpasserlöse, welche die Übertragungsnetzbetreiber für die Bereitstellung und den Ausbau der Übertragungskapazitäten verwenden und die daher mittelbar die Netzentgelte der Netzkunden mindern.

 

[1] Im Falle von impliziter Verlustbeschaffung durch die Marktkopplung, ist der Austausch optimal, wenn die verblieben Preisdifferenz gerade noch zu Deckung der Verlustenergiekosten ausreicht. Jene Interkonnektoren können nicht selbst eine vollständigen Preisangleichung der verbundenen Gebotszonen erreichen.

 

Übersicht des Europäischen Zielmodell

Das Europäische Zielmodell umfasst die explizite Allokation von langfristigen Übertragungskapazitäten in Form von Jahres- und Monatsübertragungsrechten und die implizite Allokation von Übertragungskapazität im Rahmen der vortägigen und untertägigen Strommärkte. Die langfristigen Übertragungsrechte dienen als Sicherungsinstrument (Hedging) während die Kopplung der kurzfristigen Strommärkte der Koordination der tatsächlichen Erzeugung (u.a. Kraftwerkseinsatzplanung) und Verbrauchsanpassung (engl. Demand Response) dienen.

Im Falle von impliziter Verlustbeschaffung durch die Marktkopplung, ist der Austausch optimal, wenn die verblieben Preisdifferenz gerade noch zu Deckung der Verlustenergiekosten ausreicht. Jene Interkonnektoren können nicht selbst eine vollständigen Preisangleichung der verbundenen Gebotszonen erreichen.

Schematische Darstellung der Zeitbereiche und Verfahren zur Kapazitätsallokation
Langfristige Übertragungsrechte

Langfristige Übertragungsrechte sind Terminkontrakte auf die Übertragungskapazität einer bestimmten Gebotszonengrenze und Richtung in Megawatt mit einer Laufzeit von einer Woche bis zu einem Jahr. Am geläufigsten sind Jahres- und Monatsrechte.

Langfristige Übertragungsrechte sind im Regelfall rein finanzielle Übertragungsrechte (Engl.: Financial Transmission Right, FTR); alternativ gibt es an einzelnen Gebotszonengrenze langfristige Übertragungsrechte mit der Option zur physischen Lieferung (Engl.: Physical Transmission Right, PTR), die das Recht zur Nominierung von grenzüberschreitenden Fahrplänen beinhalten. Die Nominierung langfristiger PTR für einzelne Marktzeiteinheiten muss bis 2 Tage vor dem Liefertag (D-2) erfolgen. Nicht genutzte physische Übertragungsrechte (auch Teilmengen und einzelne Marktzeiteinheiten) werden in der vortägigen Kapazitätsallokation erneut vergeben. Der Inhaber des nicht-nominierten PTR erhält dann automatisch den Wiederverkaufswert. PTR beinhalten also entweder die Option auf physische oder finanzielle Erfüllung, die „Use-It-Or-Sell-It“ (UIOSI) genannt wird. Ein FTR hat immer die Auszahlung des Wiederverkaufswerts zur Folge und beinhaltet kein Recht zur Fahrplananmeldung.

Der Wiederverkaufswerts je Marktzeiteinheit beider Rechtearten entspricht der positiven Preisdifferenz (Spreads) der vortägigen Stromauktion der jeweiligen Gebotszonen in der entsprechenden Richtung. Im Falle von PTR und FTR Optionen haben Marktzeiteinheiten mit negativen Spreads keine Zahlung zur Folge. Der Wiederverkaufswert ist dann null. Im Falle von FTR Obligationen sind bei Marktzeiteinheiten mit negativem Spread die Rechtinhaber zu einer Zahlung verpflichtet.

Beispiel: Der stündliche Strompreis in der vortägigen Auktion in einer Gebotszone A sei 60 Euro/MWh und in einer benachbarten Gebotszone B 45 Euro/MWh. Der Inhaber eines PTR oder FTR von Gebotszone A nach Gebotszone B erhält für diese Stunde 15 Euro je MW. Hat ein Rechteinhaber ein PTR oder FTR über 100 MW erhält er 1500 Euro, sofern er im Falle eines PTR keinen Fahrplan angemeldet hat. Zur gleichen Zeit ist die Auszahlung eines Übertragungsrechts von Gebotszone B nach Gebotszone A null.

Die Allokation von Übertragungsrechten erfolgt durch die Single Allocation Platform, die vom Joint Allocation Office (JAO) betrieben wird. Die Single Allocation Platform stellt die zentrale Ausgabestelle für explizite Übertragungsrechte (PTR und FTR) in Europa dar. JAO führt die Auktionen für alle europäischen Grenzen durch (sofern dort explizite Übertragungsrechte angeboten werden). Auf der Webseite jao.eu werden anstehende Auktionen und Auktionsergebnisse sowie die entsprechenden Auktions- und Nominierungsregeln veröffentlicht.

 

 

Die implizite Allokation von Übertragungskapazität im Rahmen der vortägigen Stromauktionen erfolgt durch die einheitliche vortägige Marktkopplung (engl. Single Day-Ahead Market Coupling, SDAC). SDAC ist eine Kooperation der europäischen Übertragungsnetzbetreiber und NEMOs. Nach sukzessiver Expansion umfasst SDAC mittlerweile die Gebotszonen des gesamten Europäischen Verbundnetzes (Norwegen und alle Mitgliedsstaaten der Europäischen Union bis auf Malta und Zypern).

Die relevanten Informationen zum SDAC finden Sie unter:

Single Day-Ahead Coupling – gekoppelte Gebotszonen (Stand 07/2022)
Kopplung des kontinuierlichen Intraday-Handels

Für die Kopplung des kontinuierlichen untertägigen Handels kooperieren die europäischen Übertragungsnetzbetreiber und Strombörsen im Rahmen des SIDC (Single Intraday Coupling). Ein zentrales System fasst alle Kauf- und Verkaufsgebote der Marktteilnehmer in einem gemeinsamen Orderbuch zusammen und verwaltet zudem die verfügbaren Übertragungskapazitäten zwischen den einzelnen Gebotszonen. Miteinander passende Kauf- und Verkaufsgebote werden kontinuierlich zusammengeführt. Die für die folgende finanzielle und physische Abwicklung erforderlichen Informationen werden unmittelbar an die beteiligten Börsen und Übertragungsnetzbetreiber übermittelt. Seit seinem Start im Jahr 2018 ist das SIDC in zwei Stufen erweitert worden und umfasst nunmehr fast ganz Europa. .

Die relevanten Informationen zum XBID finden Sie unter:

Kopplung der Intraday-Auktionen (Intraday Auctions)

In Ergänzung zum kontinuierlichen untertägigen Handel werden zukünftig auch drei untertägige Auktionen im Rahmen des SIDC angeboten. Dies ermöglicht in Ergänzung zum kontinuierlichen Handel eine noch bessere Ausnutzung der grenzüberschreitenden Übertragungskapazitäten, um Angebot und Nachfrage auf den europäischen Strommärkten optimal ausgleichen zu können. Gegenwärtig erarbeiten die beteiligten Übertragungsnetzbetreiber und Strombörsen die technischen Voraussetzungen und Prozesse für dieses Marktsegment.

 

Grenze Jahresrechte Monatsrechte Wochenrechte Day-Ahead Kontinulierlicher Intraday-Handel Intraday-Auktionen
DE-CZ JAO.eu JAO.eu - SDAC SIDC SIDC (IDA): not yet in place
DE-DK1 JAO.eu JAO.eu - SDAC SIDC SIDC (IDA): not yet in place
DE-NL JAO.eu JAO.eu - SDAC SIDC SIDC (IDA): not yet in place
DE-NO2 (NordLink) - - - SDAC SIDC SIDC (IDA): not yet in place
NL-BE JAO.eu JAO.eu - SDAC SIDC SIDC (IDA): not yet in place
NL-DK1 (Cobra Cable) -   - SDAC SIDC SIDC (IDA): not yet in place
NL-NO2 (NorNed) - - - SDAC SIDC SIDC (IDA): not yet in place
NL-GB (BritNed) JAO.eu JAO.eu JAO.eu JAO.eu - SIDC (IDA): not yet in place
 
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