Der liberalisierte Energiemarkt besteht im Wesentlichen aus zwei Bereichen:

1. Marktteilnehmer (Erzeugung, Handel und Vertrieb)
2. Netzbetreiber (Infrastruktur)

Eine Gebotszone – auch Strompreiszone oder Bidding Zone genannt – ist das größte geografische Gebiet, in dem Strom auf dem Großhandelsmarkt ohne Kapazitätsallokation gehandelt werden kann. Die Annahme dabei ist, dass innerhalb einer Gebotszone keine Engpässe auftreten, das heißt, der Austausch von Energie ist ohne Einschränkungen möglich. Dadurch herrscht innerhalb einer Gebotszone ein einheitlicher Marktpreis.

Ein Austausch über die Grenzen der Gebotszone hinweg unterliegt Einschränkungen aufgrund technischer Beschränkungen durch grenzüberschreitende Leitungskapazitäten. Gebotszonen-Grenzen im Stromhandel sollen die technischen bzw. physikalischen Engpässe widerspiegeln.

Auf dem Strommarkt kann nur so viel Energie über Gebotszonen-Grenzen hinweg gekauft und verkauft werden, wie Leitungskapazitäten verfügbar sind. Deshalb müssen Markteilnehmern, die Strom über Gebotszonen-Grenzen hinweg kaufen und verkaufen wollen, entsprechende Leitungskapazitäten erwerben.
Wenn am Strommarkt mehr Energie über Gebotszonen-Grenzen hinweg gehandelt werden soll, als grenzüberschreitende Leitungskapazität verfügbar ist, stellen sich in unterschiedlichen Gebotszonen – je nach Angebot und Nachfrage – unterschiedliche Preise ein. Der Preisunterschied zwischen Gebotszonen spiegelt dabei die „Knappheit“ der grenzüberschreitenden Leitungskapazität wider.
Gebotszonen entsprechen seit der Liberalisierung der Strommärkte 2001 in den meisten Fällen den nationalen Grenzen, da das Strommetz innerhalb eines Landes dichter ausgebaut ist, während grenzüberschreitende Leitungen nur beschränkt verfügbar sind. Manchmal gibt es innerhalb eines Staates sogar mehrere Gebotszonen, z.B. in Italien, Norwegen und Schweden. Die mit der Liberalisierung eingeführte gemeinsame Gebotszone Deutschland-Österreich war europaweit die Ausnahme. Seit 1. Oktober 2018 sind Österreich und Deutschland eigene Gebotszonen.

Die APG ist bei der koordinierten Berechnung der Leitungskapazitäten in die CWE-Region (Central Western Europe) integriert. Aufgrund der koordinierten Berechnung über mehrere Länder hinweg sind alle Übertragungsnetzbetreiber der CWE-Region von der Einführung des Engpasses betroffen, da sich Auswirkungen auch auf die für den Handel verfügbare Kapazität ihrer Länder und Grenzen ergeben können. Die Prozesse zur Einführung des Engpasses waren von der APG deshalb mit zahlreichen Beteiligten auch außerhalb Österreichs und Deutschlands abzustimmen. Die technische Lösung, die mit 1. Oktober 2018 implementiert wird, wurde von allen Regulierungsbehörden der CWE-Region genehmigt.
Strom kann auf den Großhandelsmärkten in verschiedenen Zeitbereichen gehandelt werden: Jährlich, monatlich, täglich und untertägig (Intraday). Deshalb werden auch verfügbare Übertragungskapazitäten für diese Zeitbereiche berechnet.

Mit 1. Oktober 2018 wurde eine Mindestkapazität für den langfristigen Zeitbereich von 4,9 GW an der Grenze Deutschland-Österreich eingeführt. Das heißt, dass dem europäischen Strommarkt immer mindestens diese 4,9 GW für den grenzüberschreitenden Stromhandel zur Verfügung stehen.

Die Berechnung für die täglichen Kapazitäten erfolgt nach europäischen Vorgaben innerhalb von Regionen gemeinsam in einem koordinierten, täglichen Prozess, der für die Grenze Deutschland-Österreich auch mehr als 4,9 GW an verfügbarer Leitungskapazität für den folgenden Tag (Day-Ahead Markt) ergeben kann. Gemäß europäischer Vorgaben muss in Zukunft auch die Kapazitätsberechnung für den langfristigen Zeitbereich innerhalb von Regionen gemeinsam und koordiniert erfolgen. Die Berechnungen werden für frühestens 2020 möglich sein. Inwieweit die langfristige Mindestkapazität von 4,9 GW von der Einführung der koordinierten Kapazitätsberechnung beeinflusst bleibt, ist derzeit unklar und von den Regulatoren zu genehmigen.