Ausland ist. Wir unterstellen insoweit marktrationales Verhalten dahingehend, dass auch längerfristige Kontrakte nur dann durch tatsächliche Exporte oder Importe erfüllt werden, wenn das aktuelle Preisniveau einen entsprechenden Anlass gibt.
64 Die Bundesnetzagentur verwendet für die Ermittlung der Werte die Verbundaustauschfahrpläne der ÜNB (Handelsflüsse) und die physikalischen Flüsse. Die physikalischen Flüsse beruhen auf einer Vielzahl von Faktoren, beispielsweise auch auf Ringflüssen von deutsch-deutschen Handelsgeschäften, die physikalisch über ausländische Netze transportiert werden.
1.889
2.092 2.198
1.901
2.063
1.843 1.864
1.281
1.053
840
588
396 25
810
1.145
1.061
1.474 1.447
2011 2012 2013 2014 2015 2016
Exporterlöse in Mio. Euro Importkosten in Mio. Euro Exportüberschuss in Mio. Euro
Erlöse und Kosten der deutschen Ex- und Importe 2011-2016
in Mio. Euro
Gleichzeitig flossen physikalisch 0,34 TWh von den Niederlanden nach Deutschland. Von Deutschland hingegen flossen 23,96 TWh in die Niederlande. Daraus ergibt sich ein Exportüberschuss (physikalisch) von 23,62 TWh. Im Saldo (Handel minus physikalisch) floss 7,41 TWh Strom von Deutschland in die Niederlande, der nicht zwischen beiden Ländern gehandelt wurde. Dies wird als ungeplanter Fluss bezeichnet.
Die nachfolgenden Abbildungen zeigen die ungeplanten Flüsse, die sich als Differenz aus den Salden der physikalischen und der Handelsflüsse ergeben, von Deutschland zu seinen Nachbarländern und umgekehrt.
Abbildung 74: Ungeplante Flüsse 2015
Jahr 2015
CH
D
IT FR
BE NL
AT CZ
PL
20,22 7,41
7,65
7,91
-9,44
7,70 8,23
-0,65
11,64 5,4 9,38
3,75
-14,47
SI
2,28
-0,89
6,24
-6,48
-2,53
ungeplante Flüsse in TWh (Ringflüsse)
Abbildung 75: Ungeplante Flüsse 2016
Die roten Zahlen in den Abbildungen spiegeln das physikalische Defizit (Handel > Physik) wider, während die schwarzen Zahlen das Handelsdefizit (Physik > Handel) veranschaulichen.
Ringflüsse und Transitflüsse sind physikalische Phänomene, die in einem zonal organisierten
Stromhandelssystem auftreten. Strom nimmt, wie in den Darstellungen veranschaulicht wird, aufgrund physikalischer Gesetzmäßigkeiten stets den Weg des geringsten Widerstandes. Darum fließt ein Teil des innerhalb oder zwischen zwei Ländern gehandelten Stroms auch über die Netze der Nachbarländer.
Entsprechend den vorliegenden Zahlen fließt Strom an der Westgrenze Deutschlands teilweise über die Niederlande weiter nach Belgien und von dort über Frankreich wieder zurück nach Deutschland. Ringflüsse aus Frankreich fließen im Gegenzug durch die Stromnetze in Deutschland gerade im Süden der Republik.
Dabei fließt der in Frankreich gehandelte Strom nicht direkt von Frankreich in die Schweiz oder nach Italien oder das französische Zielgebiet, sondern nimmt einen Umweg über Deutschland. An der Ostgrenze
Deutschlands fließt der Strom demnach zum Teil über Polen und Tschechien nach Österreich. Anteilig wird
CH
der Strom in Österreich verbraucht oder weiter geleitet. Dies wird mit -11,26 TWh in 2016 verdeutlicht.
Darüber hinaus gibt es auch ungeplante Flüsse, die aus dem deutschen Übertragungsnetz über das
tschechische Übertragungsnetz in das deutsche Übertragungsnetz zurückfließen und dort verbraucht werden.
Ungeachtet aller Ausbaumaßnahmen führt der Stromhandel zwischen verschiedenen Marktgebieten unausweichlich zu ungeplanten Flüssen. Diese ungeplanten Flüsse treten insbesondere aufgrund des hohen Transportaufkommens durch den innerdeutschen und europäischen Stromhandel auf. . Damit das Problem der ungeplanten Flüsse nicht zu instabilen Netzen im Ausland führt, beteiligt sich Deutschland aktiv an verschiedenen Maßnahmen. Zunächst wurde mit dem virtuellen Phasenschieber (vPST) an der deutsch-polnischen Grenze ein grenzüberschreitendes Redispatch-Regime etabliert, mittels dem ungeplante Flüsse reduziert und die Systemsicherheit in Polen und Deutschland erhöht werden konnte. Der vPST läuft aus nachdem alle geplanten physikalischen Phasenschieber-Transformatoren (PSTs) an den
Grenzkuppelleitungen in Betrieb genommen wurden. Durch die teilweise Inbetriebnahme von PSTs und die Abschaltung der Leitung zwischen Vierraden-Krajnik konnten die Lastflüsse zwischen Deutschland und Polen bereits erfolgreich auf einen sicheren Bereich beschränkt werden. Zusätzlich wurden an der nördlichen Grenzkuppelleitung zu Tschechien im Januar 2017 zwei PSTs in Betrieb genommen. Vier weitere werden im Laufe des Jahres 2017 folgen.
4. Einnahmen aus Kompensationszahlungen für grenzüberschreitende Lastflüsse
Nach Artikel 1 der Verordnung (EU) Nr. 838/2010 findet zwischen den ÜNB ein Ausgleich für die Kosten statt, die ihnen durch grenzüberschreitende Elektrizitätsflüsse über ihre Netze („Transite“) entstehen (sog. Inter-TSO-Compensation - ITC). ENTSO-E richtete den ITC-Fonds für die Kompensationen der
Übertragungsnetzbetreiber ein. Der Fonds soll zum einen die Kosten für den Ausgleich der Verlustenergie, die in den nationalen Übertragungsnetzen infolge der Durchleitung grenzüberschreitender Stromflüsse
entstehen, decken. Zum anderen dient der Fonds zur Deckung der Kosten für die Bereitstellung der Infrastruktur zur Durchleitung grenzüberschreitender Stromflüsse.
ACER veröffentlicht jährlich einen Bericht zur Umsetzung des ITC-Mechanismus („Report to the European Commission on the implementation of the ITC mechanism“) gemäß Punkt 1.4 des Annex Teil A der Verordnung (EU) Nr. 838/2010. Die aktuellen Zahlen für das ITC-Jahr65 2016 lauten wie folgt: Die vier deutschen ÜNB erhielten für Verlustenergie und die Bereitstellung der Infrastruktur Kompensationen in Höhe von 4,97 Mio. Euro und mussten im Gegenzug Beiträge in Höhe von 17,45 Mio. Euro leisten. Im Saldo bedeutet das einen Betrag von 12,48 Mio. Euro, den die deutschen ÜNB netto als Kompensationszahlungen an den ITC-Mechanismus entrichten mussten.66 Damit war Deutschland im ITC-Jahr 2016 erneut Nettozahler in den ITCFonds, nachdem es 2015 erstmals seit Einführung des Mechanismus Nettozahler gewesen war (2015: -6,1 Mio. Euro, 2014: 7,65 Mio. Euro, 2013: 13,21 Mio. Euro, 2012: 26,8 Mio. Euro). Diese Entwicklung hatte sich
65 Ein ITC-Jahr wird von den ÜNB rückwirkend für das jeweilige Kalenderjahr (Leistungszeitraum) abgerechnet. So existiert ein etwa sechsmonatiger Zeitversatz zwischen dem Leistungszeitraum und dem Zeitpunkt, zu dem die Ein- bzw. Auszahlungen tatsächlich erfolgen.
66 Die Werte für das Jahr 2016 sind aufgrund von kurzfristig erforderlichen Nachberechnungen nur vorläufig. Die endgültigen Ergebnisse werden Ende des Jahres 2017 erwartet.
in den letzten Jahren abgezeichnet und ist hauptsächlich auf die starke Zunahme des Stromexports aus Deutschland und die damit verbundenen grenzüberschreitenden Flüsse zurückzuführen.
5. Marktkopplung der europäischen Stromgroßhandelsmärkte
Die Schaffung eines europäischen Elektrizitätsbinnenmarkts ist erklärtes Ziel der europäischen Union. Nach Punkt 3.2. aus dem Anhang der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 soll damit schrittweise in einzelnen Regionen Europas begonnen werden.
Im Februar 2014 wurden die Day-Ahead-Märkte der jeweils schon gekoppelten Regionen Zentralwesteuropa (AT, BE, DE, FR, LU, NL) und Nordwesteuropa (DK, FI, NO, SK) sowie EE, LT, LV, UK und PL über das SwePol-Kabel miteinander verbunden. Im Mai 2014 folgten ES und PT. Damit sind bereits drei Viertel des
europäischen Strommarktes erfolgreich gekoppelt. Der nächste bedeutende Schritt für die Schaffung des europäischen Strombinnenmarktes wurde mit der Ankopplung der italienischen Grenzen zu AT, FR und SI im Februar 2015 erreicht.
Ziel der Marktkopplung ist die effiziente Nutzung der Day-Ahead verfügbaren Übertragungskapazitäten zwischen den beteiligten Ländern. Dadurch verringern sich die Wohlfahrtsverluste, die durch die Engpässe zwischen den Ländern entstehen können. Im Ergebnis führt die Methode daher zu einer Preisangleichung in den beteiligten nationalen Day-Ahead-Märkten. Zu beobachten ist, dass die Preiskonvergenz (als Indikator für eine effiziente Nutzung von Grenzkuppelkapazitäten) in gekoppelten Regionen deutlich höher ist als in ungekoppelten Regionen.
Auf europäischer Ebene koordiniert die Bundesnetzagentur im Rahmen der Zusammenarbeit der Regulierungsbehörden bei ACER die Umsetzung der gesamteuropäischen Marktkopplung.
6. Lastflussbasierte Kapazitätsallokation
Die Verordnung (EU) 2015/1222 zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das
Engpassmanagement (CACM GL) definiert die lastflussbasierte Marktkopplung als das/Zielmodell für das kurzfristige Engpassmanagement in Zentraleuropa. Wesentliche Grundlage dafür bildet die lastflussbasierte Kapazitätsberechnung. Dabei werden die durch die konkreten Handelsgeschäfte zu erwartenden
physikalischen Flüsse bereits bei der Kapazitätsberechnung berücksichtigt und nach Effizienzgesichtspunkten und Netzsicherheitsaspekten die noch verfügbaren Übertragungskapazitäten ermittelt. Dies gewährleistet eine zunehmende Sicherheit der Übertragungsnetze und verbesserte Ausnutzung der
Übertragungskapazitäten.
Seit dem Start der lastflussbasierten Kapazitätsberechnung im Jahr 2015 in Zentralwesteuropa (CWE-Region) haben die Ergebnisse die in den Tests erwarteten steigenden Übertragungskapazitäten und als eine Folge davon eine höhere Preiskonvergenz zwischen den teilnehmenden Staaten bestätigt.
Im September 2016 wurde durch die Entscheidung zur Bestimmung der Kapazitätsberechnungsregionen die vormaligen Regionen Zentralosteuropa (CEE-Region) und Zentralwesteuropa zu einer gemeinsamen Region zusammengefasst. Das bedeutet, dass die lastflussbasierte Kapazitätsberechnungsmethode in der gesamten sog. CORE-Region einzuführen ist. Nach aktueller Planung wird mit dem Start voraussichtlich im ersten Halbjahr 2019 gerechnet.
Die Arbeit in der Region wird in einer eigenen gemeinsamen Arbeitsgruppe mit Beteiligung aller
Regulierungsbehörden und ÜNB koordiniert. Erster Schritt ist die Erstellung eines gemeinsamen Vorschlags der ÜNB für die Kapazitätsberechnungsmethode gemäß der CACM GL zur Vorlage bei den
Regulierungsbehörden Mitte September 2017.
7. Sachstand zu Europäischen Verordnungen im Strombereich
In Art. 8 der Verordnung (EG) 714/2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel ist vorgesehen, auf europäischer Ebene Netzkodizes bzw. Leitlinien zur Harmonisierung des europäischen Stromhandels und zur Schaffung des europäischen Strombinnenmarktes zu entwickeln. In diesem Zusammenhang sind im Jahr 2016 in den drei Bereichen Stromhandel, Netzanschluss und Netzbetrieb große Fortschritte erzielt worden.
In der bereits 2015 in Kraft getretenen Verordnung (EU) 2015/1222 zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement (CACM GL) enthaltene Vorgaben für die Ausgestaltung der Engpassbewirtschaftungsmethoden für die Kapazitätsvergabe im Day-Ahead und Intraday Handel werden derzeit von Übertragungsnetzbetreibern und von nominierten Strommarktbetreibern („NEMO“, nominated electricity market operator) sowie nationalen Regulierungsbehörden und ACER umgesetzt. So wurde 2016 u.a.
der Vorschlag der europäischen Übertragungsnetzbetreiber zur Etablierung der Kapazitätsberechnungsregionen von ACER genehmigt.
Am 17.10.2016 trat die Verordnung (EU) 2016/1719 zur Festlegung einer Leitlinie für die Vergabe langfristiger Kapazität (FCA GL) in Kraft, die die Zuteilung grenzüberschreitender Langfristkapazitäten auf den
Interkonnektoren regelt. In diesem Bereich steht nunmehr die Umsetzung durch die Übertragungsnetzbetreiber, die nationalen Regulierungsbehörden und ACER an.
Die Verordnung zur Festlegung einer Leitlinie über den Systemausgleich von Elektrizitätssystemen (EB GL), die Vorgaben zur Integration der noch weitgehend national organisierten Regelenergiemärkte und zum grenzüberschreitenden Austausch von Regelenergie enthält, befand sich 2016 im Komitologieverfahren. Das Inkrafttreten ist für Ende 2017/Anfang 2018 vorgesehen.
2016 traten sowohl die Verordnung (EU) 2016/631 zur Festlegung eines Netzkodex mit
Netzanschlussbedingungen für Stromerzeuger (NC RfG), als auch die Verordnung (EU) 2016/1388 zur
Festlegung eines Netzkodex für den Lastanschluss (DCC) sowie die Verordnung (EU) 2016/1447 zur Festlegung eines Netzkodex mit Netzanschlussbestimmungen für Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungssysteme und nichtsynchrone Stromerzeugungssysteme mit Gleichstromanbindung (NCHVDC) in Kraft. Sie schaffen zur Realisierung des europäischen Binnenmarkts für Strom und aus Gründen der Netzstabilität möglichst vereinheitlichte Netzanschlussbedingungen für die Marktteilnehmer.
Die drei Netzanschluss-Kodizes sehen jeweils erhebliche Handlungsspielräume auf nationaler Ebene vor.
Diese hat der deutsche Gesetzgeber genutzt und im Rahmen der EEG-Novelle 2017 in § 19 EnWG die Zuständigkeit für die Determinierung der technischen Anschlussvoraussetzungen unter Wahrung der Rahmenbedingungen der Netzkodizes dem Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e. V.
(VDE) zugewiesen. Die Bundesnetzagentur ist vor allem für die Festlegung der Schwellenwerte, nach denen sich die Anforderungen an die Erzeugungsanlagen richten, für die Festlegung von den Kriterien für Anträge
auf Gewährung von Ausnahmen von den technischen Anschlussanforderungen sowie für Rechtsbehelfsverfahren bei Beschwerden von Anschlusspetenten zuständig.
Die Verordnung (EU) 2017/1485 zur Festlegung einer Leitlinie für den Übertragungsnetzbetrieb (SO GL) ist am 14. September 2017 in Kraft getreten. Sie befasst sich mit der Harmonisierung im Bereich des operativen Systembetriebs sowie der Festlegung von Sicherheitslimits. Außerdem wird der Prozess der internen und grenzüberschreitenden Fahrplananmeldung angepasst sowie die technischen Mindestvorgaben zur Regelenergie und deren Limitierung für den grenzüberschreitenden Austausch geregelt. Verbindliche Vorgaben für die Leistungs-Frequenz-Regelung in Form von technischen Mindestwerten und Abläufen von Prozessen sind ebenfalls Bestandteil der Leitlinie.
Ebenfalls den Systembetrieb betrifft die Verordnung zur Festlegung eines Netzkodex über den Notzustand und den Wiederaufbauzustand des Übertragungsnetzes (NC E&R), der auch 2016 das Komitologieverfahren durchlief und voraussichtlich im vierten Quartal 2017 in Kraft treten wird. Er enthält Vorgaben zum Verhalten im Notfall und beim Netzwiederaufbau.