Die Marktkopplung im europäischen Strombinnenmarkt

Matthias Schindlbeck

doi:10.3790/978-3-428-59492-4

Die Marktkopplung im europäischen Strombinnenmarkt

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Schindlbeck, M. (2025). Die Marktkopplung im europäischen Strombinnenmarkt. Eine Untersuchung der Eiektrizitätsbinnenmarktverordnung und der Kommissionsleitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement. Duncker & Humblot. https://doi.org/10.3790/978-3-428-59492-4

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Die Marktkopplung im europäischen Strombinnenmarkt

Eine Untersuchung der Eiektrizitätsbinnenmarktverordnung und der Kommissionsleitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement

Schindlbeck, Matthias

Schriften zum Deutschen und Europäischen Infrastrukturrecht, Vol. 31

(2025)

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Additional Information

Book Details

Publisher Name: Duncker & Humblot
ISBN: 978-3-428-59492-4
978-3-428-19492-6 (print edition)
DOI: https://doi.org/10.3790/978-3-428-59492-4
Edition: 1
Language: German
Pages: 702
Collections: NBE D&H
NBE RECHT
RECHT 2025+
D&H 2025+
Subjects: Energy & natural resources law

Pricing

Institution: € 210.00 (incl. local VAT if applicable)
Individual: € 139.90 (incl. local VAT if applicable)

About The Author

Matthias Schindlbeck hat im Jahr 2009 das Studium der Rechtswissenschaften an der Bucerius Law School in Hamburg begonnen. 2011 absolvierte er ein Auslandssemester am Institut d’études politiques de Paris. Er schloss das Studium 2013 mit dem Abschluss Baccalaureus Legum (LL.B.) sowie 2014 mit der Ersten Juristischen Prüfung ab. 2015 begann er das Referendariat am Hanseatischen Oberlandesgericht Hamburg und schloss dieses 2017 mit der Zweiten Staatsprüfung für Juristen ab. 2017/18 studierte er an der University of Oxford, Vereinigtes Königreich und erwarb den Abschluss des Magister Juris (MJur). Sein Promotionsvorhaben absolvierte er von 2019 bis 2024 an der Universität Leipzig. Seit November 2023 ist er in Berlin als Rechtsanwalt tätig.

Abstract

Ein europäischer Strombinnenmarkt, in dem die mitgliedstaatlichen Energiemärkte für den grenzüberschreitenden Wettbewerb geöffnet sind, ist seit den 1990er Jahren Ziel der Europäischen Union. Sie verfolgt dieses Ziel durch ein höchst umfangreiches und außerordentlich komplexes Regulierungsgeflecht auf primärer, sekundärer und tertiärer Rechtsebene.

Die Arbeit untersucht die Marktkopplung im europäischen Strombinnenmarkt, die an der Schnittstelle von Stromnetzbetrieb und Stromhandel eine wohlfahrtsökonomisch optimierte Bewirtschaftung der Netzengpässe gewährleisten soll. Die Untersuchung widmet sich den materiell- und formell-rechtlichen Grundsätzen der Marktkopplung und des Engpassmanagements und analysiert und bewertet die technisch, physikalisch und ökonomisch geprägten Vorschriften für die Kapazitätsberechnung und Kapazitätsvergabe im Spotmarkt für Elektrizität. Diese vertiefte Aufarbeitung der europäischen Strommarktregulierung umfasst neben der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung die Netzkodizes und Kommissionsleitlinien sowie deren Implementierung durch die Regulierungsbehörden.
»Market Coupling in the European Internal Market for Electricity. An Analysis of the Regulation on the Internal Market for Electricity and the Commission’s Guideline on Capacity Allocation and Congestion Management«: Since the 1990s, the EU has been striving to establish a common internal electricity market with cross-border competition. This study examines market coupling as an instrument to achieve economically efficient congestion management at the interface between electricity grid operation and electricity trading. The focus is on the regulatory requirements for capacity calculation and capacity allocation in the spot market, including their material and formal legal basis and their implementation by the regulatory authorities.

Section Title	Page	Action	Price
Vorwort	7
Inhaltsübersicht	9
Inhaltsverzeichnis	11
Abkürzungsverzeichnis	25
Einleitung	35
Kapitel 1: Eine Einführung in das Engpassmanagement in Deutschland und Europa	43
A. Das Engpassmanagement innerhalb Deutschlands	45
I. Grundstrukturen des deutschen Stromnetzes und des nationalen Stromhandels	45
1. Spannungsebenen und Spannungsarten: Ihre Funktionen für die Stromversorgung	46
2. Die Akteure im Stromnetz: Netzbetreiber, Netznutzer und ihre Aufgaben	48
3. Strompreismodelle und ihre Auswirkungen auf das Engpassmanagement	51
II. Eine Erläuterung des Begriffs „Engpass“	55
1. Physische Engpässe: Stromfluss- und spannungsbedingte Engpässe	55
2. Ökonomische Engpässe: Eine prognostizierte Gefährdungslage	57
3. Engpässe im Zeitverlauf: Temporäre und strukturelle Engpässe und ihre Bedeutung für die Gebotszonenkonfiguration	58
III. Die Systemmaßnahmen des § 13 EnWG	61
1. Der Instrumentenkasten der Netzbetreiber: Ein Überblick über die Kategorien der Engpassmanagementmaßnahmen in § 13 Abs. 1, 2 EnWG	63
a) Netzbetreiberinterne netzbezogene Maßnahmen i.S.v. § 13 Abs. 1 S. 1 Nr. 1 EnWG	64
b) Die Vielfältigkeit marktbezogener Maßnahmen i.S.v. § 13 Abs. 1 S. 1 Nr. 2 EnWG	64
c) Maßnahmen zusätzlicher Reserve i.S.v. § 13 Abs. 1 S. 1 Nr. 3 EnWG	69
d) Das seltene Instrument der Notfallmaßnahmen i.S.v. § 13 Abs. 2 EnWG	71
2. Redispatch als kostenbasiertes Pflichtinstrument	72
3. Die ausschreibungsbasierte Beschaffung von Regelenergie	74
4. Das Rangverhältnis der Systemmaßnahmen des § 13 EnWG	76
IV. Zwischenergebnis: Ein Einblick in das Engpassmanagement innerhalb Deutschlands	79
B. Das grenzüberschreitende Engpassmanagement in Europa	81
I. Das europäische Verbundsystem: Ein Zusammenschluss nationaler Netze für den europäischen Strombinnenmarkt	82
1. Die Bedeutung der europäischen Verbundnetze in ihrer historischen Entwicklung: Neue Herausforderungen durch den europäischen Strombinnenmarkt	82
2. Die europäischen Synchrongebiete und die Einbindung Deutschlands	85
3. Die Institutionen des europäischen Strombinnenmarktes	89
II. Die Grundstrukturen des Stromhandels in Europa: Eine Betrachtung der Handelsplattformen und der Handelsware Strom	94
1. Der börsliche und außerbörsliche Stromhandel	94
2. Die Handelsprodukte und Zeitbereiche des Stromhandels	99
III. Der europäische zonenübergreifende Stromhandel: Der Weg zu einem effizienten Umgang mit europäischen Netzengpässen zur Steigerung der ökonomischen Wohlfahrt	102
1. Die Gebotszonen Europas als Teilmärkte des europäischen Strombinnenmarktes	103
2. Die Maximierung der ökonomischen Wohlfahrt im europäischen Strombinnenmarkt	104
3. Market Coupling & Market Splitting: Strukturelle Instrumente des europäischen Engpassmanagements	107
a) Eine Vorentscheidung: Explizite Auktionen, implizite Auktionen und/oder ein kontinuierlicher Handel	107
b) Die Vorstufe: Die Kapazitätsberechnung als Bedingung der Kapazitätsvergabe	109
c) Die Marktkopplung: Eine wohlfahrtsfördernde Verbindung der europäischen Teilmärkte	111
aa) Die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung	114
bb) Die einheitliche Intraday-Marktkopplung	115
d) Ein Perspektivwechsel: Das Market Splitting in Skandinavien, Italien sowie auf der iberischen Halbinsel	116
4. Die Regionalisierung des europäischen Stromsektors	118
IV. Die Engpasssituation in Europa	122
1. Die Kosten des Engpassmanagements	123
2. Die Beobachtung der europäischen Mindesthandelskapazitäten durch ACER: Verfehlte Zwischenziele und ein erheblicher Verbesserungsbedarf	125
3. Uneinigkeit über die Monitoring-Methode	128
V. Zwischenergebnis: Ein unionsweiter Strombinnenmarkt im Aufbau	130
C. Herausforderungen beim Aufbau des europäischen Strombinnenmarkts	132
D. Fazit von Kapitel 1	138
Kapitel 2: Europäische Netzkodizes und Kommissionsleitlinien: Eine formell-rechtliche Untersuchung der Regulierungsinstrumente im historischen Kontext	141
A. Der aktuelle Bestand an Netzkodizes & Kommissionsleitlinien	142
I. Netzkodizes über den Anschluss und Betrieb von Stromanlagen	143
II. Die Leitlinien der Europäischen Kommission zur Gestaltung des europäischen Marktdesigns	144
III. Ein Blick voraus: Netzkodizes zur Cybersicherheit und zur Laststeuerung	147
IV. Zusammenfassung des Bestands an Netzkodizes und Kommissionsleitlinien	149
B. Das Erlassverfahren der Netzkodizes & Kommissionsleitlinien: Eine Analyse und Bewertung der Änderungen nach der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung	149
I. Das Erlassverfahren unter Geltung der Stromhandelsverordnung 2009	150
1. Eine kurze Beschreibung des Erlassverfahrens	150
a) Ein fünfphasiges Erlassverfahren als Regelverfahren für den Erlass von Netzkodizes	150
b) Die Freiheit der Europäischen Kommission beim Erlass von Kommissionsleitlinien	152
2. Die Beteiligung des Rates und des Europäischen Parlaments per Komitologie: Der Erlass von Netzkodizes und Kommissionsleitlinien im Regelungsverfahren mit Kontrolle	152
II. Die Änderungen des Erlassverfahrens nach der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung	158
1. Der Erlass von Netzkodizes: Eine gestärkte Verfahrensposition von ACER unter Anleitung der Europäischen Kommission	159
2. Der Erlass von Kommissionsleitlinien: Eine moderate Ausweitung der Konsultationspflichten	163
3. Die Überführung der Netzkodizes und Kommissionsleitlinien in das System der delegierten Rechtsakte und Durchführungsrechtsakte	163
a) Bedingungen für die Ausübung der Befugnis zum Erlass delegierter Rechtsakte: Eine kritische Würdigung der Interinstitutionellen Vereinbarung über bessere Rechtsetzung	163
b) Das Prüfverfahren: Die Fortführung des Komitologiewesens für als Durchführungsrechtsakte erlassene Netzkodizes und Kommissionsleitlinien	170
III. Eine Bewertung des Erlassverfahrens unter Berücksichtigung der Änderungen durch die Elektrizitätsbinnenmarktverordnung	171
1. Angemessene hoheitlich-regulatorische Leitplanken zur Eingrenzung eines potentiellen Interessenkonfliktes bei ENTSO-E	172
2. Eine moderat erweiterte Mitwirkung der von den Netzkodizes und Kommissionsleitlinien Betroffenen	175
3. Netzkodizes und Kommissionsleitlinien als hoheitliche Regulierungsinstrumente	176
IV. Zwischenergebnis: Die Elektrizitätsbinnenmarktverordnung stärkt die hoheitlichen Leitplanken beim Erlass von Netzkodizes	177
C. Die Ermächtigungsgrundlagen für den Erlass von Netzkodizes & Kommissionsleitlinien	179
I. Die Ermächtigungsgrundlagen nach der Stromhandelsverordnung 2009	179
1. Eine Zuordnung der erlassenen Netzkodizes zu den Ermächtigungsgrundlagen der Stromhandelsverordnung	179
2. Eine Zuordnung der erlassenen Kommissionsleitlinien zu den Ermächtigungsgrundlagen der Stromhandelsverordnung	180
a) Additive Ermächtigungsgrundlagen: Bereiche, die auch einer Regelung durch Kommissionsleitlinien zugänglich sind	180
b) Exklusive Ermächtigungsgrundlagen: Bereiche, die allein einer Regelung durch Kommissionsleitlinien zugänglich sind	182
II. Die Fortführung der Ermächtigungsgrundlagen in der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung	184
1. Änderungen der Ermächtigungsgrundlagen für Netzkodizes	184
2. Änderungen der Ermächtigungsgrundlagen für Kommissionsleitlinien	185
III. Zwischenergebnis: Ein umfassender, durch die Elektrizitätsbinnenmarktverordnung vereinzelt angepasster Katalog an Ermächtigungsgrundlagen	187
D. Die Rechtsnatur der Netzkodizes & Kommissionsleitlinien	187
I. Der Rahmen der Europäischen Verträge: Die Durchführungsrechtsetzung vor und nach dem Vertrag von Lissabon	188
II. Schlussfolgerungen für Netzkodizes und Kommissionsleitlinien	190
1. Schlussfolgerungen für nach der Stromhandelsverordnung 2009 erlassene Netzkodizes und Kommissionsleitlinien	190
a) Soft law oder bindendes Recht? Die Verbindlichkeit der nach der Stromhandelsverordnung 2009 erlassenen Netzkodizes und Kommissionsleitlinien	190
b) Eine Einstufung der bestehenden Netzkodizes und Kommissionleitlinien in den Kanon der europäischen Handlungsformen	192
2. Schlussfolgerungen für nach der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung erlassene Netzkodizes und Kommissionsleitlinien	194
a) Soft law oder bindendes Recht? Die Verbindlichkeit der nach der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung erlassenen Netzkodizes und Kommissionsleitlinien	194
b) Eine Einstufung der zukünftigen Netzkodizes und Kommissionleitlinien in den Kanon der europäischen Handlungsformen	197
3. Zur Überführung der bestehenden Netzkodizes und Kommissionsleitlinien in das zweigliedrige System der Durchführungsrechtsetzung	198
a) Grundsätzliche Überlegungen zur Einordnung der bestehenden Netzkodizes und Kommissionsleitlinien in die Systematik von Art. 290, 291 AEUV	199
b) Die Zuordnung der bestehenden Netzkodizes und Kommissionsleitlinien zu den Ermächtigungsgrundlagen der EltVO	204
III. Zwischenergebnis: Netzkodizes und Kommissionsleitlinien als verbindliche EU-Verordnungen, thematisch aufgeteilt auf Durchführungsrechtsakte und delegierte Rechtsakte	208
E. Die Rechtswirkungen der Netzkodizes & Kommissionsleitlinien	209
I. Die vereinheitlichten Rechtswirkungen und das gemeinsame Regulierungsmodell von Netzkodizes und Kommissionsleitlinien	209
II. Unterschiede in den Rechtswirkungen von delegierten Rechtsakten und Durchführungsrechtsakten: Zur Abgrenzung der Ergänzungsfunktion von der Durchführungsfunktion	215
III. Das Verhältnis der Netzkodizes & Kommissionsleitlinien zu den EU-Mitgliedstaaten	220
1. Die Beschränkung der Netzkodizes und Kommissionsleitlinien auf eine Mindestharmonisierung	220
2. Angelegenheiten, die nicht den zonenübergreifenden Handel betreffen: Eine Abweichungsbefugnis der EU-Mitgliedstaaten für rein inländische Angelegenheiten?	221
a) Die Unstimmigkeit der erweiterten Ziele der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung und des Rechts der EU-Mitgliedstaaten zum Erlass nationaler Netzkodizes	221
b) Ein Anwendungsbeispiel: Das Führen eines gemeinsamen oder getrennten Handelsbuchs im Intraday-Handel	226
3. Zur Ausdehnung der europäischen Regulierung auf inländische Gebotszonengrenzen – Eine kritische Würdigung der Position von ACER	229
IV. Zwischenergebnis: Ein gemeinsames Regulierungsmodell zur Mindestharmonisierung mit unterschiedlichen Rechtswirkungen von delegierten Rechtsakten und Durchführungsrechtsakten	237
F. Fazit von Kapitel 2	239
Kapitel 3: Die Grundsätze der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement	242
A. Einleitung zur Elektrizitätsbinnenmarktverordnung	243
B. Die Vergabegrundsätze der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung	247
I. Der Marktgrundsatz: Eine Engpassbewirtschaftung anhand marktbasierter Lösungen	247
1. Eine Erörterung verschiedener Ansätze zur Auslegung des Marktgrundsatzes	248
2. Eine Pflicht zur Marktentwicklung für die Kapazitätsvergabe an Engpässen	253
a) Die verfahrensrechtliche Umsetzung des Marktgrundsatzes durch implizite und explizite Auktionen	253
b) Die materiell-inhaltliche Umsetzung des Marktgrundsatzes per Zuschlagserteilung an Höchstgebote	257
3. Zur Geltung der Vergabegrundsätze für den Sekundärhandel und die Sekundärvergabe	260
a) Zu den Begriffen der Sekundärvergabe und des Sekundärhandels	260
b) Fortgeltung der Vergabegrundsätze für die Sekundärvergabe	261
c) Der freie Sekundärhandel	262
4. Zwischenergebnis: Eine grundsätzlich auktionsbasierte Primärvergabe nach Höchstgeboten, eine offene, transparente und diskriminierungsfreie Sekundärvergabe sowie ein freier Sekundärhandel	264
II. Das Gebot der Diskriminierungsfreiheit: Zur sektorspezifischen Anwendung des Diskriminierungsverbots bei der Vergabe von Übertragungskapazität	265
1. Die Verbindung des Diskriminierungsverbots mit dem Marktgrundsatz: Eine zulässige Differenzierung ausschließlich anhand marktlicher Kriterien	267
a) Das Diskriminierungsverbot in seiner marktdienenden Funktion	267
b) Das Diskriminierungsverbot im Verhältnis der Teilmärkte der Kapazitätsvergabe zueinander: Kommt dem Diskriminierungsverbot eine marktbildende Funktion zu?	272
aa) Die Grundidee: Eine Anwendung des Diskriminierungsverbots zur effizienzbasierten Verteilung von Übertragungskapazität	272
bb) Zur fehlenden Vergleichbarkeit der Teilmärkte nach einer wettbewerbsrechtlichen Marktabgrenzung	275
2. Das Gebot der Anwendung nicht transaktionsbezogener Methoden als Anwendungsregel des Diskriminierungsverbots	282
3. Zwischenergebnis: Eine wettbewerbsrechtliche Auslegung des Diskriminierungsverbots	283
III. Die Verbindlichkeit der Kapazitätsvergabe: Einschränkungen vergebener Kapazitätsrechte nur in Notfällen	284
1. Der Vorrang von Redispatch und Countertrading – begrenzt um einen Wirtschaftlichkeitsvorbehalt?	284
2. Die Pflicht zur Entschädigung von Transaktionseinschränkungen	286
IV. Der Anwendungsbereich der Vergabegrundsätze nach dem situationsbezogenen Begriff des Netzengpasses: Zur Einbeziehung inländischer, zoneninterner Engpässe	287
1. Die Einbeziehung interner Netzelemente und ihrer Engpässe bei der koordinierten Berechnung und Vergabe zonenübergreifender Übertragungskapazität	288
2. Die Einbeziehung von Netzelementen des Verteilernetzes: Ein Auseinanderfallen von Rechtslage und Genehmigungspraxis	291
V. Zwischenergebnis: Der Übergang zu einem wettbewerblichen europäischen Strommarkt, getragen vom Marktgrundsatz und der Diskriminierungsfreiheit	293
C. Das Maximalgebot: Ein Anspruch der Marktteilnehmer auf ein Maximum an Übertragungskapazität	295
I. Die Bedeutung des Maximalgebots nach der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung und seine Umsetzung in den Kommissionsleitlinien	296
1. Gegenstand sowie Ober- und Untergrenzen des Maximalgebots und dessen verfahrensrechtliche Bedeutung	296
2. Die regional koordinierte Berechnung zonenübergreifender Übertragungskapazitäten als Ausdruck des Maximalgebots	298
3. Die regionale Koordinierung von Entlastungsmaßnahmen als Ausdruck des Maximalgebots	300
II. Die funktionale Einbindung nationaler Übertragungsnetze in das Maximalgebot	302
III. Ein Wirtschaftlichkeitsvorbehalt als Grenze des Maximalgebots?	305
1. Die Pflicht zur Anwendung von Redispatch und Countertrading bis zum Erreichen der Mindesthandelskapazitäten	306
2. Redispatch und Countertrading zur Kapazitätsmaximierung über die Mindesthandelskapazität hinaus: Ein Anwendungsfeld für einen Wirtschaftlichkeitsvorbehalt?	307
IV. Zwischenergebnis: Ein quantitatives und qualitatives Maximierungsgebot begrenzt auf ein effizientes Maß oberhalb der Mindesthandelskapazitäten	310
D. Mindesthandelskapazitäten: Eine Herausforderung für die Netze innerhalb der Gebotszonen	312
I. Mindesthandelskapazitäten: Eine quantitative Begrenzung des Verbots, den zonenübergreifenden Stromhandel aufgrund zoneninterner Engpässe zu beschränken	313
II. Die von ACER angewandte Monitoring-Methode zur Einhaltung der Mindesthandelskapazitäten – Eine kritische Würdigung	316
1. Der Handel mit Drittstaaten: Ein positiver Beitrag für das Erreichen der Mindesthandelskapazitäten	318
2. Betriebssicherheitsbezogene Vergabebeschränkungen: Ein Hindernis beim Erreichen der Mindesthandelskapazitäten?	320
III. Mehr Zeit für den zoneninternen Netzausbau: Der deutsche Aktionsplan zur zeitlichen Staffelung der Anforderungen an die Mindesthandelskapazitäten	322
IV. Betriebssicherheitsbedingte Ausnahmen von den Mindesthandelskapazitäten	327
1. Das Recht der regionalen Koordinierungszentren zur Verringerung zonenübergreifender Übertragungskapazitäten	327
2. Freistellungen von den Mindesthandelskapazitäten auf Antrag der Übertragungsnetzbetreiber	331
V. Zwischenergebnis: Mindesthandelskapazitäten zur Quantifizierung des Verhältnisses zwischen dem zoneninternen und dem zonenübergreifenden Stromhandel	332
E. Fazit von Kapitel 3	334
Kapitel 4: Die europäische Regulierung für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement im Spotmarkt	338
A. Die allgemeinen Vorschriften der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung für den Spotmarkt	341
B. Die europäische Regulierung des Spotmarkts nach der Kommissionsleitlinie Capacity Allocation & Congestion Management	343
I. Eine Einführung in den Spotmarkt anhand des Gegenstands und der Ziele der GL CACM	346
II. Die regional koordinierte Berechnung zonenübergreifender Übertragungskapazität: Eine Optimierung der verfügbaren Kapazitätsmenge	348
1. Zeit und Raum: Die zwei Zeitbereiche des Spotmarktes und die acht Kapazitätsberechnungsregionen Europas	349
2. Ein Überblick über den modellbasierten Kapazitätsberechnungsprozess	353
3. Die zwei Methoden der Kapazitätsberechnung	356
a) Die lastflussbasierte Kapazitätsberechnung am Beispiel der Kapazitätsberechnungsregion Core	357
aa) Die Festlegung kritischer Netzelemente: Die Stellschraube für die Reichweite der Kapazitätsberechnung und den Bedarf nach Entlastungsmaßnahmen	359
(1) Die Bedeutung der Energieflussverteilungsfaktoren bei der Auswahl kritischer Netzelemente	360
(2) Grenzen der GL CACM als Durchführungsrechtsakt: Zur begrenzten Berücksichtigung interner kritischer Netzelemente mittels einer Signifikanzschwelle	361
(3) Ein Grundsatz zur Berücksichtigung interner Netzengpässe bei der Kapazitätsberechnung	365
(4) Effizienzüberlegungen bei der Auswahl interner kritischer Netzelemente: Zur Vereinbarkeit eines effizienzbasierten Vorrangs von alternativen Engpassmanagementmaßnahmen mit der EltVO	367
bb) Methoden zur Festlegung weiterer Input-Parameter der Kapazitätsberechnung	379
(1) Erzeugungsverlagerungsschlüssel, Art. 24 GL CACM	379
(2) Betriebssicherheitsgrenzwerte, Art. 23 Abs. 1, 2 GL CACM	381
(3) Fragen zum zulässigen Anwendungsfeld von Vergabebeschränkungen	383
cc) Die Kapazitätsoptimierung durch kostenneutrale Entlastungsmaßnahmen	387
dd) Kapazitätserhöhende Anpassungen zur Einhaltung der Mindesthandelskapazitäten sowie zur Vergütung finanzieller Termingeschäfte	389
(1) Die Einbindung der Mindesthandelskapazitäten in den Prozess der Kapazitätsberechnung	389
(2) Langfristig vergebene Kapazitätsrechte in der Day-Ahead- Kapazitätsberechnung: Ein Gebot zur engen Zusammenarbeit von ACER und den nationalen Regulierungsbehörden	392
ee) Die Kapazitätsberechnung vor Validierung unter Abzug der Zuverlässigkeitsmarge	395
ff) Koordinierte und individuelle Kapazitätskürzungen in der Validierungsphase: Zum Zusammenspiel der regionalen Koordinierungszentren und der Übertragungsnetzbetreiber	399
gg) Die Besonderheiten der Kapazitätsberechnung im Intraday-Zeitbereich	404
(1) Die Aktualisierung der Kapazitäten nach der Day-Ahead-Marktkopplung	405
(2) Die Berechnung und Neuberechnung der Intraday-Kapazitäten	407
hh) Zwischenergebnis: Die lastflussbasierte Kapazitätsberechnung – Ein großer Schritt zu einer regional harmonisierten, effizienten Kapazitätsberechnung	408
b) Der Ansatz koordinierter Nettoübertragungskapazität am Beispiel der Kapazitätsberechnungsregion Hansa	413
aa) Effizienzvorteile des Berechnungsansatzes koordinierter Nettoübertragungskapazität	415
bb) Die Beschränkung der Kapazitätsberechnungsregion Hansa auf zonenübergreifende kritische Netzelemente im Kontext des Diskriminierungsverbots	416
cc) Der Kapazitätsberechnungsprozess der Region Hansa im Überblick	417
dd) Die Kapazitätsoptimierung durch kostenneutrale Entlastungsmaßnahmen	420
ee) Vergabebeschränkungen in der Region Hansa – eine regionenübergreifende Betrachtung der Genehmigungspraxis	421
ff) Notwendige Anpassungen der Kapazitätsberechnungsmethode der Region Hansa zur Abbildung der Mindesthandelskapazitäten	424
gg) Die erweiterte Hybridkopplung zur Aufteilung der Übertragungskapazitäten auf die Region Hansa und angrenzende Kapazitätsberechnungsregionen	425
hh) Sonderfall: Offshore-Hybrideinrichtungen am Beispiel der Kriegers Flak Combined Grid Solution – Eine Erörterung des Freistellungsbeschlusses der EU-Kommission	428
ii) Zwischenergebnis: Zum gegenwärtigen Stand und zur zukünftigen Entwicklung der Kapazitätsberechnung in der Region Hansa	432
4. Die unterschiedliche Umsetzung des Transparenzziels in den Regionen Core und Hansa	434
5. Zwischenergebnis: Gemeinsamkeiten und Unterschiede in der Kapazitätsberechnungsmethode und der Genehmigungspraxis für die Regionen Core und Hansa	437
III. Die regionale Koordinierung von Entlastungsmaßnahmen: Ein Zusammenspiel von regionalen Koordinierungszentren und Übertragungsnetzbetreibern	439
1. Die Stellung der regionalen Koordinierung der Entlastungsmaßnahmen im Prozess der Kapazitätsberechnung und -vergabe	440
2. Ein Überblick über den regulatorischen Rahmen für die regionale Koordinierung der Entlastungsmaßnahmen	441
3. Die regionale Koordinierung der Entlastungsmaßnahmen in der Kapazitätsberechnungsregion Core	443
a) Der Gegenstand der Koordinierung: Zur Erweiterung der Koordinierung über Redispatch- und Countertrading-Maßnahmen hinaus	443
b) Die Koordinierung von Entlastungsmaßnahmen als Teil der regionalen Koordination der Betriebssicherheit	445
aa) Die Zeitbereiche sowie Häufigkeit und Zeitpunkte der regionalen Koordination der Betriebssicherheit	446
bb) Die Koordinierung von Entlastungsmaßnahmen im Zuge der koordinierten Bewertung der regionalen Betriebssicherheit	447
cc) Ausnahmen vom Koordinierungsgebot in Fällen von Dringlichkeit	451
4. Die regionale Koordinierung der Entlastungsmaßnahmen in der Region Hansa: Unterschiede und Gemeinsamkeiten mit der Region Core	452
5. Zwischenergebnis: Erste Schritte zu einer regionalen Koordinierung von Entlastungsmaßnahmen	455
IV. Die Kopplung europäischer Märkte am Vortag der Lieferung (Day-Ahead)	457
1. Der Preiskopplungsalgorithmus für den auktionsbasierten Kopplungsprozess	459
a) Eine Einführung: Die Funktion der Strombörsen als Marktbetreiber und Marktkopplungsbetreiber	460
b) Die gemeinsamen Anforderungen an die Marktkopplung	463
c) Die Ziele des Preiskopplungsalgorithmus und deren Umsetzung	463
d) Der auktionsbasierte Day-Ahead-Marktkopplungsprozess und seine Ergebnisse	465
e) Ausdehnung und Grenzen hoheitlicher Regulierung: Genehmigungspflichten für ausgewählte Bereiche der gemeinsamen Betriebsorganisation der Marktkopplung	467
aa) Das Monitoring der Algorithmen	468
bb) Das Recht der NEMOs zur Anwendung von Korrekturmaßnahmen	470
cc) Das Änderungsmanagement der Marktkopplungsalgorithmen durch die NEMOs und dessen Bedeutung für die Diskriminierungsfreiheit	472
f) Veröffentlichungs- und Berichtspflichten zur Verbesserung der Transparenz der Marktkopplung	475
2. Die in der Day-Ahead-Marktkopplung berücksichtigten Stromhandelsprodukte	476
a) Die begrenzte obligatorische Wirkung der Pflichtprodukte	477
b) Die Genehmigungsbedürftigkeit der Zusatzprodukte zum Schutz der Ziele der GL CACM	478
c) Die Day-Ahead-Stromhandelsprodukte im Überblick	483
3. Die markt- und engpassbasierte Bepreisung der Day-Ahead-Kapazitäten im Zusammenspiel mit den technischen Preisgrenzen für die Clearingpreise	486
a) Der Kapazitätspreis als Differenz der Clearingpreise der verbundenen Gebotszonen	487
b) Der Grundsatz der freien Preisbildung unter dem Vorbehalt technischer Preisgrenzen	488
aa) Die erstmalige Festlegung der unionsweiten Mindest- und Höchstclearingpreise in 2017	488
bb) Die krisenbedingte Neufassung der Methode der Mindest- und Höchstclearingpreise in 2023	493
4. Ein einheitliches Verbindlichkeitskonzept: Der Ausgleich notfallbedingter Kapazitätseinschränkungen durch die zentralen Gegenparteien	498
5. Zwischenergebnis: Die Grundlagen der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung	501
V. Die Kopplung europäischer Märkte am Tag der Lieferung (Intraday)	505
1. Der Abgleichungsalgorithmus für den kontinuierlichen Marktkopplungsprozess	506
a) Die Ziele des Abgleichungsalgorithmus und deren Umsetzung	506
b) Der kontinuierliche Kopplungsprozess: Seine Funktionsweise, sein Anfang und sein Ende sowie seine Ergebnisse	507
2. Intraday-Auktionen als zweiter integraler Bestandteil der Intraday-Marktkopplung	513
a) Der Betrieb der auktionsbasierten Intraday-Marktkopplung	514
b) Zur Rechtsgrundlage der Intraday-Auktionen: Ein Konflikt mit dem Leitbild der EltVO und der GL CACM eines kontinuierlichen Intraday-Handels	517
3. Die Ergänzung der einheitlichen Intraday-Marktkopplung um regionale Auktionen und eine explizite Kapazitätsvergabe	522
a) Ergänzende regionale Auktionen als Vorläufer der unionsweiten Intraday-Auktionen	523
b) Die explizite Vergabe von Intraday-Kapazität am Beispiel der deutsch-französischen Gebotszonengrenze	524
4. Die Bepreisung der Intraday-Kapazität	530
a) Die ökonomische Begründung der Intraday-Auktionen	530
b) Die Alternativen einer kontinuierlichen Bepreisung von Intraday-Kapazität	533
c) Mindest- und Höchstclearingpreise im Intraday-Handel	538
5. Die in der Intraday-Marktkopplung berücksichtigten Stromhandelsprodukte: Parallelen und Unterschiede zum Day-Ahead-Handel	541
6. Ein einheitliches Verbindlichkeitskonzept: Countertrading bei impliziter Kapazitätsvergabe & entschädigungspflichtige Kürzungen explizit vergebener Kapazitäten	545
7. Zwischenergebnis: Die Grundlagen der einheitlichen Intraday-Marktkopplung	548
VI. Die Verteilung von Engpasserlösen unter den Übertragungsnetzbetreibern	552
1. Die Hoheit der Verteilungsmethode als Grundlage der Erlösverteilung	554
2. Die Erlösverteilung in drei Ebenen	555
a) Die zweite Ebene: Die Erlösverteilung auf Basis berechneter Handelsflüsse unter Berücksichtigung nicht-intuitiver und externer Stromflüsse	556
aa) Die Berechnung der Engpasserlöse externer Flüsse mittels Slack Hubs	558
bb) Die ungelöste Verteilung von Engpasserlösen nicht-intuitiver Stromflüsse bei einer CCR-übergreifenden Abhängigkeit der Gebotszonengrenzen	560
b) Die erste Ebene: Ein Vergleichsposten zur Vergemeinschaftung der Kosten nicht-intuitiver Stromflüsse	561
c) Die dritte Ebene: Der Grundsatz der hälftigen Aufteilung sowie besondere Aufteilungsschlüssel als Ausnahme von der Hoheit der Verteilungsmethode	562
3. Veröffentlichungspflichten für eine transparente Erlösverteilung	563
4. Zwischenergebnis: Spielräume für die Übertragungsnetzbetreiber im Ausgleich mit der regulatorischen Verantwortung der Regulierungsbehörden	564
C. Fazit von Kapitel 4	566
Kapitel 5: Aktuelle Reformvorschläge für den Strombinnenmarkt	578
A. Änderungsvorschläge der EU-Kommission zur Verbesserung des Strommarktdesigns	579
I. Terminmärkte und Flexibilitätslösungen im Fokus	580
II. Moderate Weiterentwicklung der Kurzfristmärkte	583
1. Beibehaltung des Grenzpreisprinzips und der Merit Order	584
2. Änderungsvorschläge für die allgemeinen Vorschriften zu Day-Ahead- und Intraday-Märkten	585
a) Die Marktorganisation der Day-Ahead- und Intraday-Märkte	585
b) Teilen der Handelsbücher außerhalb der Marktkopplung im zoneninternen Handel	587
c) Echtzeitnäherer Intraday-Handel und geringere Mindestgebotsgrößen	590
III. Offshore-Gebotszonen und eine Netzzugangsgarantie für Offshore-Hybrideinrichtungen	591
IV. Anpassungen und Folgeänderungen im Kompetenzgefüge	593
1. Ergänzung der Ermächtigungsgrundlagen für den Erlass von Netzkodizes und Kommissionsleitlinien	593
2. Anpassungen der Befugnisse von ACER	594
3. Ausdehnung der Kapazitätsberechnung seitens der regionalen Koordinierungszentren auf den Termin- und Regelreservemarkt	595
V. Zwischenergebnis: Schutz der Endkunden, Absicherung wirksamer Preissignale und Ausbau erneuerbarer Energien	596
B. GL CACM 2.0: Änderungsvorschläge von ACER zur Reform der GL CACM	598
I. Allgemeine Änderungen an der GL CACM	599
II. Neue Organisationsstrukturen für die europäische Marktkopplung	601
1. Sieben identifizierte Problemfelder bei der Umsetzung der europäischen Marktkopplung	601
2. Allgemeine Änderungsvorschläge zur Organisation der Marktkopplung	603
3. Gemeinsames Entscheidungsgremium der ÜNBs und NEMOs unter Einführung eines qualifizierten Mehrheitsprinzips	605
4. Eine entflochtene Rechtsperson als zentraler Akteur der Marktkopplung	606
III. Änderungs- und Ergänzungsvorschläge zur Kapazitätsberechnung	608
1. Kapazitätsberechnungsregionen: Effizienz und Advanced Hybrid Coupling	609
2. Zum Primat der lastflussbasierten Kapazitätsberechnung sowie zur Regionalisierung	610
3. Aufgabenverteilung zwischen Übertragungsnetzbetreibern und regionalen Koordinierungszentren	611
4. Mindesthandelskapazitäten und kritische Netzelemente in der Kapazitätsberechnung	611
5. Zuverlässigkeitsmargen, Betriebssicherheitsgrenzwerte und Vergabebeschränkungen	613
6. Entlastungsmaßnahmen und Validierung der Kapazitätsberechnung	614
IV. Änderungs- und Ergänzungsvorschläge zur Marktkopplung	617
1. Marktkopplungsalgorithmen: Einführung von Regeln und Verfahren für das Monitoring und das Änderungsmanagement der Algorithmen	617
2. Einführung der Intraday-Auktionen in die GL CACM	618
3. Preismechanismen im Stromhandel und Modelle für die Kapazitätsbepreisung	620
4. Unterstützte Stromhandelsprodukte in der Marktkopplung	622
5. Harmonisierte technische Preisgrenzen in der Marktkopplung	623
6. Zeitpläne und Verfahren für den Day-Ahead- und Intraday-Handel	624
V. Offene Fragen zu Mindesthandelskapazitäten	628
1. Geltung der Mindesthandelskapazitäten für den Intraday-Zeitbereich	628
2. Einbeziehung des Drittstaatenhandels beim Monitoring der Mindesthandelskapazitäten	629
VI. Zwischenergebnis: Eine Neuordnung der Organisation der Marktkopplung sowie Anpassungen der GL CACM zur Integration der bisherigen Genehmigungspraxis	629
C. Fazit von Kapitel 5	634
Kapitel 6: Zusammenfassung der Ergebnisse	637
A. Netzkodizes und Kommissionsleitlinien	637
B. Die Grundsätze der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement	640
C. Die Regulierung der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung	644
I. Erfahrungen aus dem europäischen Regulierungsmodell	645
II. Die regionalen netzseitigen Prozesse der koordinierten Kapazitätsberechnung und der koordinierten Anwendung von Entlastungsmaßnahmen	645
III. Der Stromhandel in der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung	649
D. Die Besonderheiten der einheitlichen Intraday-Marktkopplung	655
E. Ausblick	659
Literaturverzeichnis	662
Sachwortregister	689

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Die Marktkopplung im europäischen Strombinnenmarkt

Eine Untersuchung der Eiektrizitätsbinnenmarktverordnung und der Kommissionsleitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement

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