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Capacity Allocation and Congestion Management (CACM)

Wesentliche Ziele und Inhalte

Die Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement trat am 15. August 2015 in Kraft. Sie definiert das Strommarktdesign für die kurzfristigen Energiemärkte Day-Ahead und Intraday. Die Strommarktkopplung (Market Coupling) in den Zeitbereichen Day-Ahead und Intraday wird von nominierten Strommarktbetreibern (NEMOs) durchgeführt und soll vorwiegend auf lastflussbasierter Kapazitätsberechnung basieren. Aus Sicht der Übertragungsnetzbetreiber sind die Bestimmung von Kapazitätsberechnungsregionen, die Entwicklung einer lastflussbasierten Kapazitätsberechnungsmethode und die Überprüfung bestehender Gebotszonenkonfigurationen Kernelemente dieser Guideline.

Laufende Konsultationen

Koordiniertes Redispatching und Countertrading (Core Region)

Entsprechend Art 35 sind alle ÜNB einer Kapazitätsberechnungsregion verpflichtet, eine Methode für das koordinierte Redispatching und Countertrading zu erarbeiten und bei den Regulatoren zur Genehmigung einzureichen.

Der Vorschlag ist Gegenstand einer Konsultation gemäß Art 12 und ist bis 05. Oktober 2018 geöffnet.  

Konsultationsdokument Frist bis Status Anmerkungen Ergebnis
Methodology for coordinated                
RD&CT (Core Region)
              
 05.10.2018 konsultiert    

 

Genehmigte Festlegungen, Geschäftsbedingungen oder Methoden

  •  Bestimmung der Kapazitätsberechnungsregionen

Kapazitätsberechnungsregionen legen fest, welche Übertragungsnetzbetreiber sich künftig zur Kapazitätsberechnung koordinieren. Innerhalb einer Kapazitätsberechnungsregion wird ein und dieselbe Methode zur Kapazitätsberechnung (lastflussbasiert oder koordinierte NTC) verwendet.

Am 11. November 2015 reichten alle ÜNB ihren Vorschlag zur Festlegung der Kapazitätsberechnungsregionen bei allen NRAs zur Genehmigung ein. Nachdem sich die NRAs nicht zu dem Vorschlag oder einem gemeinsamen Abänderungsantrag einigen konnten, erließ ACER am 17. November 2016 einen Beschluss über den geänderten Vorschlag zu den Kapazitätsberechnungsregionen.(*)

Nach CACM gibt es somit folgende 10 Kapazitätsberechnungsregionen in Europa: Nordic, Hansa, Core, Italy North, Greece-Italy (GRIT), South-west-Europe (SWE), Ireland and UK (IU), Channel, Baltic, South-east Europe (SEE)

ACER Entscheidung zur Kapazitätsberechnungsregionen

ACER Entscheidung Annex I

 

  • Änderung der Festlegung der Kapazitätsberechnungsregionen


Am 12. Juli 2017 reichten alle ÜNB einen Vorschlag zur Änderung der Festlegung der Kapazitätsberechnungsregionen bei allen NRAs zur Genehmigung ein. Dieser Vorschlag sieht die Aufnahme der Gebotszonengrenze zwischen Belgien und Großbritannien (BE-GB) in die Kapazitätsberechnungsregion Channel vor.

Genehmigter Vorschlag zur Änderung der Festlegung der Kapazitätsberechnungsregionen

 

  • Methode zur Bereitstellung der Erzeugungs- und Lastdaten

Die Methode beschreibt welche Daten Erzeuger und Lasten. Die ÜNB verwenden diese Daten dann im gemeinsamen Netzmodell um die Kapazitätsberechnung für den Folgetag durchzuführen.

Am 13. Juni 2016 haben alle ÜNB den Vorschlag zur Methode für die Bereitstellung der Erzeugungs- und Lastdaten bei allen NRAs zur Genehmigung eingereicht. Am 28. Oktober 2016 wurde der Vorschlag durch alle NRAs genehmigt.

Genehmigte Methode zur Bereitstellung der Erzeugungs- und Lastdaten

 

  • Gemeinsames Netzmodell

Das gemeinsame Netzmodell wird künftig von den ÜNB zur Kapazitätsberechnung herangezogen. Das Modell wird mit Daten von Erzeugern und Lasten gespeist und liefert die Übertragungskapazitäten an die Betreiber der Marktkopplung. Am 13. Juni 2016 haben alle ÜNB ihren Vorschlag für die Methode für das Gemeinsame Netzmodell bei allen NRAs zur Genehmigung eingereicht. Am 11. Mai 2017 wurde der abgeänderte Vorschlag genehmigt.

Genehmigte Methode zum gemeinsamen Netzmodell

 

  • Verteilung von Engpasserlösen

Die Methode zur Verteilung von Engpasserlösen regelt, wie die Engpasserlöse, die an den Gebotszonengrenzen generiert werden, an die ÜNB bzw. etwaige andere Eigentümer von Grenzverbindungen verteilt werden. Am 20. Juli 2016 reichten alle ÜNB ihren Vorschlag zur Methode zur Verteilung von Engpasserlösen bei allen NRAs zur Genehmigung ein. Im Dezember 2017 erließ ACER einen Beschluss über die Methode zur Verteilung von Engpasserlösen.

ACER-Entscheidung zur Verteilung von Engpasserlösen

 

  • Day-Ahead-Verbindlichkeitszeitpunkt

Der Day-Ahead-Verbindlichkeitszeitpunkt gibt jenen Zeitpunkt an, ab welchem die gebotszonenübergreifenden Kapazitäten, die von den ÜNB für den folgenden Day-Ahead Marktkoppelungsprozess berechnet wurden, verbindlich und somit unverrückbar sind. Am 13. Dezember 2016 reichten alle ÜNB ihren Vorschlag zum Day-Ahead-Verbindlichkeitszeitpunkt bei allen NRAs zu Genehmigung ein. Am 14. Juni 2017 genehmigten alle NRAs den Vorschlag aller ÜNB.

Genehmigte Methode zum Day-Ahead-Verbindlichkeitszeitpunkt

 

  • Regelungen bei mehr als einem NEMO in einer Gebotszone (Multiple NEMO Arrangement)

Von E-Control wurden in Österreich 3 Strombörsen für die einheitliche Day-Ahead- und Intraday-Marktkopplung in Österreich benannt. Die Methode der ÜNB beschreibt Prozesse sowie Lösungen, die durch mehrere NEMOs in einer Gebotszone notwendig werden, insbesondere vor und nach der Marktkopplung. Der Vorschlag zu dieser Methode ist von den betroffenen ÜNB im Einvernehmen mit den betroffenen NEMOs auszuarbeiten.  

Multiple NEMO Arrangement für die Bidding Zone Gemany/Austria/Luxembourg

 

  • Intraday Gate Opening and Gate Closure Time

ÜNB müssen gemeinsam Zeitpunkte für die Öffnung und Schließung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes vorschlagen. Alle ÜNB haben am 20.12.2016 einen entsprechenden Vorschlag zur Genehmigung bei allen NRAs eingereicht. Ein zweiter, abgeänderter Vorschlag wurde am 06.10.2017 zur Genehmigung eingereicht. Am 24.04.2018 entschied ACER shließlich über die Intraday Gate Opening und Gate Closure Time.

ACER Entscheidung zur Intraday Gate Opening and Gate Closure Time

ACER Entscheidung Annex I

 

  • Festlegung von Ausweichverfahren (Fallback procedures)

Das Ausweichverfahren legt fest, welcher Prozess zur Anwendung kommt, sollten bei der einheitlichen Day-Ahead-Marktkoppelung keine Ergebnisse erzielt werden. Es ist notwendig, um auch in diesem Fall eine effiziente, transparente und nichtdiskriminierende Kapazitätsvergabe zu gewährleisten. Ausweichverfahren sind auf Ebene der Kapazitätsberechnungsregionen festzulegen.

Genehmigter Vorschlag für Ausweichverfahren für die Region Italy North

Ausweichverfahren für die Region Core: In Arbeit

 

  • Day Ahead und Intraday Kapazitätsberechnungsmethode

Auf Ebene der Kapazitätsberechnungsregionen wird die Methoden zur Berechnung der zonenübergreifenden Kapazitäten auf Basis harmonisierter Input-Daten von den ÜNB gemeinsam festgelegt. Mittelfristiges Zielmodell ist dabei ein lastflussgestützter Ansatz („Flow Based“) in jeder Kapazitätsberechnungsregion und langfristig in ganz Europa.

Kapazitätsberechnungsmethode Core: In Arbeit

Kapazitätsberechnungsmethode Italy North: In Arbeit 

 

  • Koordinierte Redispatching und Countertrading Methode

Die Methode für das koordinierte Redispatching und Countertrading umfasst Maßnahmen von grenzüberschreitender Bedeutung und soll es ÜNB ermöglichen, Engpässe wirksam unabhängig davon zu beheben, in welcher Regelzone sie ihre Ursache haben.

In Arbeit

 

  • Kostenteilungsmethode für das Redispatching oder Countertrading

Die Kostenteilungsmethode für das Redispatching und Countertrading umfasst Kostenteilungsverfahren für Maßnahmen, die grenzüberschreitende Bedeutung haben.

In Arbeit

 

(*) APG und E-Control hatten gegen diese ACER Entscheidung damals Berufung eingelegt, welche vom ACER Board of Appeal abgewiesen wurde. Gegenständlich ist gegen die ACER Entscheidung eine Nichtigkeitsklage beim Europäischem Gericht (EuG) anhängig.