Europäischer Strombinnenmarkt

Ziel des Europäischen Strombinnenmarktes ist es, einen europaweiten Marktplatz für den freien Stromhandel zu schaffen. Ziel ist ein europaweites, transparentes und diskriminierungsfreies Handelssystem. Die daraus resultierenden wirtschaftlichen Vorteile sollen entsprechend der Vorgaben der EU den Konsumenten (Industrie, Haushalte) zugutekommen oder zur Verbesserung der Erzeugungs- und Versorgungssituation beitragen (z.B. durch Förderung erneuerbarer Energie für den Klimaschutz oder Netzausbau). APG und andere Übertragungsnetzbetreiber spielen deshalb eine entscheidende Rolle bei der Energiewende, da sie für den internationalen Stromhandel die grenzüberschreitende Übertragungskapazität bereitstellen und durch effiziente gemeinsame Verfahren die Europäische Marktintegration unterstützen.  

Die verpflichtende Integration der europäischen Strommärkte ist durch Europäische Verordnungen im Bereich Marktintegration geregelt. Eine Zusammenfassung aller europarechtlichen Grundlagen zum Strombinnenmarkt finden Sie unter „Rechtlicher Rahmen“.

Internationale Kooperation der TSOs 

Die internationale Zusammenarbeit mit den anderen europäischen Übertragungsnetzbetreibern (Englisch: Transmission System Operators, TSOs) zur Umsetzung der europarechtlichen Vorgaben wird über das Netzwerk der Übertragungsnetzbetreiber für Elektrizität (ENTSO-E) sichergestellt. Die Kapazitätsberechnung hat dabei auf regionaler Ebene koordiniert zu erfolgen, um dem Markt optimale Kapazitäten für den Handel sicher zur Verfügung stellen zu können. Zur Umsetzung dieser Verpflichtungen wurden Regionen festgelegt, innerhalb derer eine solche Koordinierung stattfinden muss („Kapazitätsberechnungsregionen“). APG ist den Regionen Core und Italy North zugeordnet. Insbesondere mit den TSOs innerhalb der Kapazitätsberechnungsregionen findet eine intensive Zusammenarbeit statt.

Engpass und Bestbieter Prinzip  

Aus ökonomischen Gründen sowie aus Gründen der öffentlichen Akzeptanz von Höchst- und Hochspannungsleitungen ist es nicht möglich, beliebig hohe, grenzüberschreitende Transportkapazitäten zu errichten. In vielen Fällen wird daher von den Marktteilnehmern eine größere Transportkapazität nachgefragt als vorhanden ist – man spricht in diesem Zusammenhang von einem Engpass an der Grenze. Unter „Grenze“ versteht man in diesem Zusammenhang die Grenze zwischen Strommarktgebieten (auch Gebotszonen oder Bidding Zones), welche oftmals – jedoch nicht immer – den Staatsgrenzen entsprechen. An engpassbehafteten Grenzen müssen für den internationalen Stromhandel deshalb grenzüberschreitende Transportkapazitäten reserviert werden. Sie sind den Marktteilnehmern mit marktbasierenden Verfahren für den Handel zugänglich zu machen.  

Grundsätzlich werden die Kapazitäten in verschiedenen Zeithorizonten als Jahres-, Monats-, Day-Ahead- und Intraday-Produkte vergeben. Unter Day-Ahead-Handel versteht man den Handel von Strom für den folgenden Tag. Intraday-Handel ist der Handel von Strom, der noch am gleichen Tag geliefert wird.  

Bei der Vergabe (auch Allokation) von grenzüberschreitenden Transportkapazitäten wird prinzipiell zwischen zwei Formen, der expliziten bzw. der impliziten Vergabe, unterschieden. Bei der expliziten Vergabe werden die verfügbaren grenzüberschreitenden Leitungskapazitäten und die Energie getrennt voneinander gehandelt. Der Kauf bzw. Verkauf von Energie erfolgt auf einem Handelsplatz (z.B. einer Strombörse) oder OTC (Over the Counter, bilateral), während grenzüberschreitende Leitungskapazitäten vorab in einem separaten Schritt bei den Übertragungsnetzbetreibern ersteigert werden müssen. Für jene österreichischen Grenzen bzw. Zeithorizonte, welche explizit bewirtschaftet werden, erfolgt diese Kapazitätsvergabe seit 2016 durch das Joint Allocation Office (JAO). Bei der impliziten Vergabe werden die verfügbaren grenzüberschreitenden Übertragungskapazitäten und die Energie gemeinsam (somit auch zeitgleich) über Strombörsen gehandelt, wodurch potentielle Ineffizienzen vermieden werden. Die implizite Allokation stellt das verpflichtende europäische Zielmodell für den Day-Ahead- und Intraday-Handel dar.

Allokationsverfahren

Zur Umsetzung eines gemeinsamen Strombinnenmarktes sind Übertragungsnetzbetreiber und Strombörsen in Europa dazu verpflichtet, die Strommärkte durch implizierte Vergabe von Grenzkapazitäten europaweit zu koppeln. Dazu stellen in einem koordinierten Prozess die Übertragungsnetzbetreiber die verfügbaren Leitungskapazitäten zur Verfügung und die Strombörsen optimieren – unter Einhaltung der verfügbaren Kapazitäten – Angebot und Nachfrage. Übergeordnetes Ziel ist die Maximierung der gesamteuropäischen Wohlfahrt, d.h. kostenoptimierte Stromerzeugung und die Reduktion von Preisdifferenzen innerhalb des gekoppelten Gebiets.

 

Single Day-Ahead Coupling (SDAC)

Für den Day-Ahead-Markt erfolgt die Umsetzung der Marktkoppelung durch das Single Day-Ahead Coupling (SDAC). 30 europäische Übertragungsnetzbetreiber und über 15 Strombörsen arbeiten in diesem europaweiten Projekt zusammen (Stand Juli 2023). An den APG-Grenzen zu Deutschland, Italien, Slowenien, Ungarn und Tschechien ist Market Coupling erfolgreich implementiert. Kapazitäten an diesen Grenzen müssen nicht separat für den internationalen Stromhandel ersteigert werden, sondern die Vergabe erfolgt implizit gemeinsam mit dem Stromhandel durch die Börsen. In Österreich sind am europäischen Day-Ahead-Markt drei Strombörsen aktiv: EPEX Spot, EXAA und NordPool.

An der Grenze zur Schweiz werden die Day-Ahead-Kapazitäten nach wie vor explizit über das Joint Allocation Office (JAO) vergeben. Nähere Informationen zur Teilnahme an den Auktionen sowie die aktuell gültigen Auction Rules finden Sie auf der Homepage von JAO. Bei Fragen kontaktieren Sie bitte den JAO Service Desk.

In der Kapazitätsberechnungsregion Core wurde im Rahmen von SDAC im Juni 2022 nach mehrjährigen intensiven Vorbereitungen in Zusammenarbeit zwischen TSOs und Strombörsen die verpflichtende lastflussbasierte Marktkopplung („Core Flow-Based Market Coupling“) implementiert. Die Core-Region umfasst die Gebotszonengrenzen zwischen Österreich, Belgien, Kroatien, Tschechien, Frankreich, Deutschland, Ungarn, Luxemburg, Niederlande, Polen, Rumänien, Slowakei und Slowenien. Die lastflussbasierte Kapazitätsberechnung ist ein komplexes Verfahren, welches die tatsächlichen physikalischen Engpässe im Netz bestmöglich abbildet. Dadurch können die zur Verfügung stehenden Grenzkapazitäten vom Markt effizienter genutzt werden. Weitere Informationen zum Core Flow-Based Market Coupling Projekt finden Sie auf der Homepage von JAO unter „Projects“ sowie bei ENTSO-E.

 

Single Intraday Coupling (SIDC)

Die Umsetzung des europäischen kontinuierlichen Intraday-Handels erfolgt im Rahmen des Single Intraday Coupling (SIDC) (vormals Cross Border Intraday oder XBID). Auch hier arbeiten Übertragungsnetzbetreiber und Strombörsen in einem europaweiten Projekt zusammen.

Seit 13.6.2024 finden ergänzend zum kontinuierlichen Intraday-Handel 3 pan-europäische, implizite Intraday Auktionen zur Bepreisung der grenzüberschreitenden Intraday-Kapazität statt. Die IDA 1 um 15:00 (D-1) sowie die IDA 2 um 22:00 (D-1) berücksichtigen die Lieferperiode 0-24:00 (D), in der IDA 3 um 10:00 (D) werden Produkte für die Lieferperiode 12-24 (D) vergeben.

An der Grenze zur Schweiz werden die Intraday-Kapazitäten weiterhin mittels expliziter Allokation bewirtschaftet. Die Vergabe erfolgt auf der Kapazitätsallokationsplattform Intraday Capacity Service (ICS). Entsprechend den genannten Verfügbarkeiten besteht für jeden Bilanzgruppenverantwortlichen (BGV) die Möglichkeit, nach dem First-Come-First-Served-Prinzip Kapazitäten über die jeweiligen Vergabeplattformen zu allokieren.

Die Registrierung erfolgt via Kundenportal der Swissgrid auf: balancegroup@swissgrid.ch

Die aktuell gültigen Allokationsregeln für die Grenze Österreich–Schweiz finden Sie hier.

 

Vergabe langfristiger Kapazität  

Der Langfristmarkt für grenzüberschreitende Transportkapazitäten (Jahres- und Monatsprodukte) dient vor allem zur Absicherung (Hedging) der Geschäfte der Marktteilnehmer gegenüber den Volatilitäten des kurzfristigen Handels und wird durch die Bestimmungen der FCA (Forward Capacity Allocation) Verordnung (EU) 2016/1719 geregelt. Die Allokationsregeln für Langfristprodukte (Harmonised Allocation Rules, „EU HAR“) sind europaweit harmonisiert und auf der Homepage von JAO verfügbar. Sie werden alle zwei Jahre überarbeitet.

 

Aktuelle Europäische Projekte und Initiativen 

Im Rahmen von SDAC und SIDC sind TSOs und Strombörsen auch verpflichtet, stetig Weiterentwicklungen im Marktdesign umzusetzen, um den Anforderungen des Marktes an den internationalen Stromhandel gerecht zu werden. Folgende Weiterentwicklungen sind innerhalb der Kooperationen in Planung: 

• Einführung von 15-min-Produkten im europäischen Day-Ahead Handel 
• Umsetzung einer lastflussbasierten Kapazitätsvergabe auch für den Intraday-Zeitbereich 
• Umsetzung einer lastflussbasierten Allokation auch für den Langfristmarkt 

Über laufende und neue Umsetzungsprojekte und Weiterentwicklungen informieren wir Sie regelmäßig im Rahmen des APG-Marktforums.  

Weitere Informationen 

• Aktuelle Marktmeldung, verfügbare Kapazitäten sowie Auktionstermine, Auktionsregeln und Ergebnisse finden Sie auf der Website von JAO sowie auf der ENTSO-E Transparenzplattform . Auf diesen Seiten finden Sie auch historische Daten ab 2011. 
• Historische Ergebnisse der Auktionen an den APG Grenzen von 2003 bis 2011 finden Sie unter Markttransparenz.
• Regeln zur Anmeldung von Fahrplänen bei APG finden Sie hier.