Einstieg in die europäischen Strommärkte
Strom ist ein nur begrenzt speicherbares Gut, das zu dem Zeitpunkt produziert werden muss, zu dem es verbraucht wird (in Echtzeit). Der Stromhandel findet vor und nach diesem Zeitpunkt statt. Die folgende Abbildung gibt einen Überblick über die aktuellen Handelszeiträume der Strommärkte. Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) bilden die Grundlage für das Funktionieren der europäischen Strommärkte in diesen Zeiträumen, indem sie das optimale Maß an Übertragungskapazität für den Stromhandel anbieten.
Langfristkapazitätsberechnung
Derzeit ermitteln die Übertragungsnetzbetreiber bis zu einem Jahr vor dem tatsächlichen Liefertermin die angemessene Höhe der langfristigen Übertragungskapazität an den von ihnen verwalteten Grenzen. Auf der Grundlage dieser Berechnung werden langfristige Übertragungsrechte (LTTRs) in expliziten Auktionen auf der Single Allocation Platform (SAP) angeboten, eine Rolle, die dem Joint Allocation Office (JAO) übertragen wurde. Die Berechnung der angemessenen Höhe der langfristigen Übertragungskapazität ist angesichts der hohen Unsicherheit im Zusammenhang mit langen Vorlaufzeiten eine komplexe und anspruchsvolle Aufgabe. Die Übertragungsnetzbetreiber müssen Annahmen treffen und sicherstellen, dass die zugeteilten LTTRs während der gesamten Produktlaufzeit garantiert werden können. Risiken, wie mögliche Ausfälle von Übertragungsleitungen und unterschiedliche Erzeugungs- und Lastmuster, müssen in diesem Zusammenhang berücksichtigt werden. Angesichts dieser Unsicherheiten unterscheidet sich der Berechnungsprozess der langfristigen Kapazität erheblich von Kapazitätsberechnungsprozessen, die näher an Echtzeit liegen, da zu diesem Zeitpunkt zuverlässigere Informationen verfügbar sind. Die am 17. Oktober 2016 in Kraft getretene Verordnung (EU) 2016/1719 der Kommission (Leitlinie zur Terminkapazitätsvergabe, FCA) legt harmonisierte Regeln für die Berechnung und Zuteilung von LTTRs fest, zusammen mit Regeln für die Entschädigung von LTTR-Inhabern, wenn ihr Recht aufgrund von Kapazitätsneuberechnungen vor dem Day-Ahead-Zeitraum eingeschränkt wird. Das übergeordnete Ziel besteht darin, Marktteilnehmern die Möglichkeit zu geben, ihr Risiko im Zusammenhang mit dem grenzüberschreitenden Stromhandel abzusichern, wenn der Stromterminmarkt nicht bereits ausreichende Absicherungsmöglichkeiten bietet.
Kurzfristhandel im Day-Ahead (DA) und Intraday (ID) Zeitbereich
Übertragungsnetzbetreiber können die Situation ihres Stromsystems näher am tatsächlichen Liefertermin zuverlässiger vorhersagen. Die verfügbare Stromübertragungskapazität zwischen Gebotszonen wird bestimmt, indem physische Übertragungsbeschränkungen in kommerzielle Transaktionsbeschränkungen übersetzt werden. Diese kommerziellen Transaktionsbeschränkungen werden dann im Market Coupling Algorithmus berücksichtigt, der Marktpreise und zonenübergreifende Austausche zwischen Gebotszonen bestimmt. Diese Berechnungen werden zwischen einem Tag vor dem Liefertermin (z. B. DA-Kapazitätsberechnung und erste ID-Kapazitätsberechnung für IDA1 und IDA2) und innerhalb des Liefertermins (zweite ID-Kapazitätsberechnung für IDA3 und kontinuierliche Kapazitätsbewertung) durchgeführt. Engpässe, die nach der Kapazitätszuweisung auftreten und sich aus den verschiedenen kurzfristigen Märkten ergeben, erfordern Abhilfemaßnahmen (z. B. Countertrading- oder Redispatch-Maßnahmen), die während des Echtzeit-Netzbetriebs zwischen allen betroffenen Übertragungsnetzbetreibern koordiniert werden. Die in der Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission (Leitlinie für Kapazitätsvergabe und Engpassmanagement, CACM) festgelegten Regeln bilden die Grundlagen für die Umsetzung eines europäischen Energiebinnenmarkts in den DA- und ID-Zeiträumen. Sie beschreiben, wie die Kapazität in den verschiedenen Gebotszonen berechnet wird, und definieren auch die Bedingungen für die Methoden zur Kapazitätsvergabe in den DA- und ID-Zeiträumen.
Lastfrequenzregelungsprozesse / Regelleistung
Stromerzeugung und -nachfrage unterliegen Prognosefehlern und technischen Störungen. Um Abweichungen auszugleichen und die Netzfrequenz innerhalb zulässiger Grenzen zu halten, betreiben ÜNB Lastfrequenzregelungsprozesse. Die dabei aktivierte Energie wird als Regelenergie oder Ausgleichsenergie bezeichnet. Die Beschaffung und Abrechnung von Regelenergie wird in Regelenergiemärkten organisiert. Die Verordnung (EU) 2017/2195 der Kommission vom 23. November 2017 (Elektrizitätsausgleichsverordnung (EB)) legt detaillierte Regeln für die Umsetzung dieser Regelenergiemärkte in Europa fest, die darauf abzielen, wirksamen Wettbewerb, Nichtdiskriminierung, Transparenz und die Integration der Regelenergiemärkte zu fördern. Dies wird letztendlich die Effizienz des europäischen Regelenergiesystems sowie die Versorgungssicherheit verbessern. Die Ausgleichsregulierung zielt darauf ab, die effiziente Aufrechterhaltung des Systemgleichgewichts sicherzustellen, indem sie den Marktteilnehmern Anreize bietet, ihr individuelles – und damit letztlich das Gesamtsystemgleichgewicht – aufrechtzuerhalten, zu bewahren und wiederherzustellen. In diesem Sinne ist der Ausgleich finanzieller Ungleichgewichte ein Eckpfeiler für einen vollständig und effizient funktionierenden Binnenmarkt für Elektrizität. Die Verordnung legt Grundsätze für den Austausch von Regelenergie und die damit verbundene Abrechnung zwischen ÜNB und zwischen ÜNB und angeschlossenen Regelenergiedienstleistern (RRA) bezüglich der folgenden Produktgruppen fest: Frequenzwiederherstellungsreserven (FRR – sowohl mit automatischer [aFRR] als auch mit manueller Aktivierung [mFRR]), Ersatzreserven (RR) sowie eine gemeinsame Methodik für den Austausch und die gemeinsame Nutzung von Reserven und für die Beschaffung von Frequenzhaltungsreserven (FCR), wenn auch in geringerem Umfang.
Weiterführende Informationen und künftige Entwicklungen
Weiterführende Informationen und künftige Entwicklungen hierzu finden sich im „ENTSO-E Market Report“, welcher jährlich von ENTSO-E, dem Verband der europäischen Übertragungsnetzbetreiber, veröffentlicht wird. Die Berichte lassen sich hier abrufen.
Aktuelle Marktdaten werden in Echtzeit auf der ENTSO-E Transparency Plattform veröffentlicht.
