1. 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. Die bereits im November 2010 für Zentralwesteuropa gestartete Kopplung der vortägigen Strommärkte wurde in 2013 für Nordwesteuropa „NWE“ (Deutschland, Frankreich, Benelux, Skandinavien und Großbritannien) entscheidend vorangetrieben. Der erfolgreiche Start ist im Februar 2014 gelungen. In der Folge sollen sich die anderen Regionen nach und nach der Region Nordwesteuropa anschließen. Mit Südwesteuropa „SWE“ (Frankreich, Spanien und Portugal) ist die erste weitere Region im Mai 2014 angekoppelt worden. Damit sind bereits drei Viertel des europäischen Strommarktes erfolgreich gekoppelt.
Ziel der Marktkopplung ist die effiziente Nutzung der vortägig 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 vortägigen 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 hat ACER der Bundesnetzagentur die Projektleitung für die Umsetzung der gesamteuropäischen Marktkopplung übertragen. Dazu hat die Bundesnetzagentur für ACER einen Umsetzungsplan mit konkreten Meilensteinen erstellt.
2. Lastflussbasierte Kapazitätsallokation
Der Netzkodex „Kapazitätsallokation und Engpassmanagement“ 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.
Nach der erfolgreichen Einführung der Marktkopplung in Zentralwesteuropa (CWE-Region) im Herbst 2010 wurde die Implementierung der lastflussbasierten Kapazitätsberechnungsmethode in Angriff genommen.
2013 wurde dafür durch die Projektpartner eine öffentliche Konsultation durchgeführt, die allen von der lastflussbasierte Kapazitätsallokation betroffenen Marktparteien die Möglichkeit gab, sich fachlich einzubringen und Unklarheiten zu klären. Diese wurden anschließend in der Umsetzung der lastflussbasierten Marktkopplung entsprechend berücksichtigt. Die lastflussbasierte
Kapazitätsberechnungsmethode in der CWE-Region soll am 31. März 2015 starten.
Neben der CWE-Region wird derzeit ebenfalls in Zentralosteuropa (CEE-Region) an der Einführung der lastflussbasierte Kapazitätsberechnungsmethode gearbeitet. Hier wird mit dem Start voraussichtlich in 2016 gerechnet. In der Folge sollen beide Regionen verbunden werden.
Für den weiteren Verlauf ist es wichtig, die Arbeit in den beiden Regionen frühzeitig gut zu koordinieren, um sicherzustellen, dass die lastflussbasierte Kapazitätsberechnungsmethode in beiden Regionen kompatibel sein wird. Insbesondere geht es dabei um die Identifizierung der gemeinsamen Standards in beiden Regionen, die Erstellung eines gemeinsamen Ablaufplans zur Implementierung der gemeinsamen Standards, die Begleitung des Regionen übergreifenden Harmonisierungsprozesses und die Erstellung des Abschlussberichts nach erfolgreicher Kopplung der Märkte.
3. Netzwerkkodex zur Kapazitätsallokation und Engpassmanagement
21Netzkodex zur langfristigen Kapazitätsvergabe
Um die europaweite Integration der einzelstaatlichen Elektrizitätsmärkte zu beschleunigen, sieht die
Verordnung (EG) Nr. 714/2009 unter anderen für die grenzüberschreitende Engpassbewirtschaftung vor, dass die Regulierungsbehörden innerhalb von ACER zunächst sogenannte Rahmenleitlinien (Framework
Guidelines) verfassen. Nach Maßgabe dieser Rahmenleitlinien ist der europäische Netzbetreiberverband ENTSO-E aufgefordert, entsprechende Netzkodizes zu erstellen.
Die Arbeiten der Regulierungsbehörden an der Rahmenleitlinie zur Kapazitätsallokation und zum Engpassmanagement wurden Ende 2009 begonnen und sind im Sommer 2011 abgeschlossen worden. Sie sehen grundlegende Weichenstellungen für die zukünftige Organisation des gemeinschaftsweiten Strombinnenmarktes vor. Im Einzelnen treffen sie Vorgaben für die Ausgestaltung der
Engpassbewirtschaftungsmethoden für die langfristige, vortägliche und untertägige Kapazitätsvergabe.
Zudem wird bestimmt, nach welcher abstrakten Methode die Berechnung grenzüberschreitender Stromtransportkapazitäten zu erfolgen hat.
Für die langfristige Kapazitätsvergabe ist vorgesehen, finanzielle Übertragungsrechte einzuführen. Zudem soll eine die Gemeinschaft umfassende Plattform für den Sekundärhandel mit langfristig erworbenen
Transportrechten aufgesetzt werden. Der vortägliche Kapazitätshandel soll implizit, also zeitgleich mit dem Stromhandelsgeschäft abgewickelt werden. Diese hat im Wege einer Preiskopplung basierend auf einem einheitlichen Algorithmus zu erfolgen. Der untertägliche Handel soll ebenfalls implizit organisiert werden.
Ein entsprechender Berechnungsalgorithmus soll nach dem Windhundprinzip („first-come-first-served“) ablaufen. Die untertägig verfügbaren Kapazitäten sollen auf einer Plattform gebündelt und mit den Orderbüchern der Börsen verknüpft werden.
Für die Kapazitätsberechnung ist zukünftig ein lastflussbasiertes Verfahren einzuführen, welches die grenzüberschreitenden Transportkapazitäten abhängig von den handelsseitigen Transaktionen und
21 Siehe auch "Netzkodex Kapazitätsallokation und Engpassmanagement (Capacity Allocation and Congestion Management - CACM)" auf Seite 302
benachbarten Grenzkuppelstellen ermittelt. Parallel wurden in den etablierten Regionalen Initiativen des Stromsektors unterschiedliche Implementierungsprojekte hinsichtlich der in der Rahmenleitlinie angelegten Modelle begonnen. Diese bauen zum Teil auf Projekten auf, die bereits vor 2010 in der entsprechenden Region begonnen wurden.
Die regulatorischen Genehmigungsprozesse sollen derart geändert werden, dass die
Genehmigungskompetenzen auch die Methoden einschließen und den Regulierungsbehörden ein
Änderungsvorschlagsrecht eingeräumt wird. Hinsichtlich untertägiger Auktionen soll im Netzkodex geregelt werden, dass im täglichen Prozess regionale Auktionen zusätzlich zu kontinuierlichem
grenzüberschreitendem Handel ermöglicht werden. Für die wichtigsten Handelszeitpunkte sollen eindeutige und harmonisierte Vorgaben im Kodex festgeschrieben werden, so dass ein einheitlicher Zeitrahmen für die Handelsgeschäfte entsteht.
Bereits 2013 wurde der Netzkodex zur Kapazitätsallokation und Engpassmanagement von ACER an die Europäische Kommission zur Abstimmung weitergegeben. Hier startete im Dezember 2013 das
Komitologieverfahren zur endgültigen Abstimmung und Verabschiedung im Ausschuss für den
grenzüberschreitenden Stromhandel. Bisher finden die Diskussionen auf Grundlage eines informellen Textes statt, da die Kommission ihren eigenen offiziellen Textentwurf nicht fertiggestellt hat. Die Verabschiedung nach Mehrheitsentscheid soll in 2014 erfolgen. Die Bundesnetzagentur unterstützt und berät in diesem Verfahrensschritt das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, das die Bundesrepublik im Ausschuss für den grenzüberschreitenden Stromhandel vertritt.
Im Bereich der langfristigen Kapazitätsvergabe wurde ein separater Netzkodex entwickelt. Nach Abschluss der öffentlichen Konsultationen wurde im Oktober 2013 die finale Version des Netzkodex an ACER übergeben. In begründeten Stellungnahmen hat ACER alsdann begonnen, ENTSO-E noch vorhandene sachliche
Abweichungen im Netzkodex zu den vorgegebenen Rahmenrichtlinien aufzuzeigen und eine zügige Implementierung einzufordern. Die Überarbeitung des Netzkodex wird bis 2014 andauern.
In der europäischen Diskussion um das zukünftige Strommarktdesign tritt auch die Frage der Anpassung der derzeit bestehenden Preiszonen immer mehr in den Vordergrund. Im Rahmen einer vorgezogenen teilweisen Implementierung des Netzkodex CACM (sog. early implementation) wird daher im Vorgriff auf den
Netzkodex CACM das dort zur Preiszonenfrage vorgesehene Verfahren bereits informell angewendet.
Der aktuelle Entwurf von ENTSO-E sieht insoweit vor, dass alle drei Jahre nach In-Kraft-Treten des Netzkodex CACM die Preiszonengestaltung durch Zusammenwirken der ÜNB, der nationalen Regulierungsbehörden und ACER zu evaluieren ist.
Der Evaluierungsprozess gliedert sich in vier Verfahrensschritte. Danach ist zunächst vorgesehen, dass die ÜNB einen technischen Bericht vorlegen, in dem die jeweils aktuelle Gebotszonengestaltung aus Netzsicht untersucht wird. Zeitgleich wird von ACER in Zusammenarbeit mit den nationalen Regulierungsbehörden der Marktbericht verfasst, der u. a. die Verteilung der Marktmacht und Liquidität des Marktes in den aktuellen Gebotszonen beleuchtet. Auf der Grundlage der Ergebnisse der beiden Berichte treffen die nationalen Regulierungsbehörden die Entscheidung, ob eine Evaluierung der Gebotszonengestaltung durchgeführt werden soll. Bei positiver Entscheidung wird von den ÜNB die Gebotszonengestaltung untersucht. Die Evaluierung bezieht sich dabei vorrangig auf die Kriterien Netzsicherheit, Markt-Effizienz und Stabilität der Preiszonen.
Von den ÜNB werden im Rahmen dieser Untersuchung Vorschläge zu einer alternativen Ausgestaltung der Preiszonen eingebracht, die in einer öffentlichen Konsultation der Interessenvertreter bewertet werden.
Ergebnis der Konsultation kann dabei sowohl die Beibehaltung der bestehenden Preiszonen als auch eine neue Ausgestaltung sein. Das Ergebnis der Evaluierung soll innerhalb von zwölf Monaten nach der Entscheidung zur Durchführung der Evaluierung umgesetzt werden.
Auf der Grundlage der Auswertung der derzeit durchgeführten Evaluierung der bestehenden
Preiszonengestaltung wird zwischen ACER und den nationalen Regulierungsbehörden über das weitere Vorgehen entschieden werden. Dabei werden die Vorgaben aus dem Entwurf des Netzkodex CACM entsprechend angewendet.
Aus deutscher Sicht ist der Prozess zu begrüßen, da diese viel diskutierte Frage erstmals durch ein strukturiertes Verfahren in einem europäischen Betrachtungsrahmen untersucht wird.
4. Netzbelastung im angrenzenden Ausland
Vor dem Hintergrund der physikalischen Gesetzmäßigkeit, dass der Stromfluss über die Leitungen mit dem geringsten Widerstand erfolgt, entspricht die Richtung des Stromflusses nicht immer der Handelsrichtung.
Der Strom fließt vielmehr zum Teil durch die Leitungen angrenzender Nachbarländer. Die so entstehenden Ring- und Transitflüsse stellen ein natürliches Phänomen in vermaschten Netzen dar, so dass jedes Land sowohl Verursacher als auch Empfänger dieser Flüsse sein kann.
Ausgehend vom Norden Deutschlands treten diese ungeplanten Stromflüsse besonders in
Erzeugungssituationen mit starker Windeinspeisung auf. Innerdeutsche Nord-Süd-Flüsse sowie Handelsflüsse zwischen Deutschland und Österreich nehmen daher teilweise den Weg über Polen und Tschechien bzw. die Niederlande, Belgien und Frankreich. Um der Ringfluss-Thematik zeitnah zu begegnen, besteht die
Möglichkeit, sog. Phasenschieber (virtual Phase Shifting Transformer und physical Phase Shifting
Transformer; Abkürzung vPST / pPST) zu errichten. Durch den Einsatz von pPST lässt sich der Stromfluss auf einer Leitung wie mit einem „Ventil“ begrenzen. Die Installation von pPST hat in der Region
Zentralwesteuropa (CWE) bereits gute Ergebnisse bei der physikalischen Begrenzung der Transitflüsse durch Belgien geliefert. Allerdings werden die deutschen Netze vor allem in Nord-Süd-Richtung durch diese Maßnahme noch stärker belastet. Die Einrichtung der vPST beinhaltet die vertragliche Vereinbarung zwischen zwei oder mehr ÜNB über die Definition des maximalen grenzüberschreitenden Stromflusses, den es durch den Einsatz von Kraftwerks-Redispatch einzuhalten gilt. Die Ergebnisse der Pilotphase des Einsatzes des vPST zwischen Deutschland und Polen im Zeitraum 8. Januar bis 30. April 2013 haben gezeigt, dass den Ring- und Transitflüssen auf diese Weise – bis zur Installation und Inbetriebnahme der physikalischen Phasenschieber – erfolgreich begegnet werden kann. Vor diesem Hintergrund haben sich der deutsche Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz Transmission GmbH und der polnische Übertragungsnetzbetreiber PSE S.A. auf die Durchführung der Betriebsphase des vPST, die nunmehr seit dem 18. März 2014 läuft, geeinigt. An dem deutschen Kostenanteil beteiligen sich neben dem Übertragungsnetzbetreiber
50Hertz Transmission GmbH auch der deutsche Übertragungsnetzbetreiber TenneT TSO GmbH und der österreichische Übertragungsnetzbetreiber APG. Die ersten physikalischen Phasenschieber werden
voraussichtlich Ende 2015/Anfang 2016 an der deutsch-polnischen Grenze installiert werden. Parallel dazu hat die 50Hertz Transmission GmbH mit dem tschechischen Übertragungsnetzbetreiber CEPS eine
Vereinbarung dahingehend getroffen, bis Ende 2016 ebenfalls physikalische Phasenschieber an der deutsch-tschechischen Grenze zu installieren und diese koordiniert zu betreiben. Zumindest teilweise im
Zusammenhang mit der Beherrschung der Ringflüsse zu sehen ist die Frage der Gestaltung von Gebotszonen.
Insoweit werden derzeit im Rahmen der vorgezogenen Implementierung der Guideline
„Kapazitätsberechnung und Engpassmanagement“ (GL CACM) eine Evaluierung der bestehenden Preiszonen durchgeführt und mögliche Alternativen zur bestehenden Preiszonengestaltung geprüft. Zurzeit werden die von ENTSO-E zu untersuchenden Szenarien identifiziert und die Berechnungskriterien festgelegt. In dieser Phase und auch im weiteren Verlauf des Verfahrens sind sowohl ACER als auch die nationalen
Regulierungsbehörden einbezogen.