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Allokation grenzüberschreitender Leitungskapazitäten

Vergabe nach dem Bestbieter-Prinzip

Aus ökonomischen Gründen sowie der öffentlichen Akzeptanz von 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. Die Europäische Verordnung (EG) Nr. 714/2009 schreibt vor, dass an Grenzen, an denen ein solcher Engpass deklariert wurde, die grenzüberschreitenden Leitungskapazitäten mit marktbasierenden Verfahren den Marktteilnehmern zugänglich gemacht werden müssen. Grundsätzlich werden die Kapazitäten in verschiedenen Zeithorizonten als Jahres-, Monats-,Tages- und Intradayprodukte vergeben.

Bei der 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 die Versteigerung grenzüberschreitender Leitungskapazitäten von Auktionsbüros durchgeführt wird. Für jene österreichischen Grenzen welche explizit bewirtschaftet werden, erfolgt diese Kapazitätsvergabe seit 2016 durch das Joint Allocation Office (JAO), welches die beiden bis Ende 2015 dafür verantwortlichen Auktionshäuser, das Central Allocation Office Freising (CAO) und Capacity Allocating Service Company (CASC), unter einem Dach vereint. 

Bei Geschäften für den Folgetag (Day-Ahead) und innerhalb des aktuellenTages (Intraday Zeithorizont) stellt die implizite Allokation das europäische Zielmodell auf Basis der CACM (Capacity Allocation and Congestion Management) Guideline dar. Dabei werden die verfügbaren grenzüberschreitenden Übertragungskapazitäten und die Energie gemeinsam (somit auch zeitgleich) über Strombörsen gehandelt, wodurch potentielle Ineffizienzen vermieden werden. Für den Day-Ahead Zeithorizont ist die implizite Allokation auch unter dem Begriff „Market Coupling“ bekannt. An den Grenzen der APG wurde für AT-IT (2015) und AT-SL (2016) ein solches Market Coupling bereits erfolgreich implementiert.

Der längerfristige Kapazitätsmarkt (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) Guideline geregelt, welcher seit Herbst 2016 in Kraft getreten ist.

In der folgenden Tabelle ist im Detail dargestellt in welcher Form die Allokation von grenzüberschreitenden Leitungskapazitäten auf den verschiedenen Zeithorizonten organisiert ist:


Zeithorizont der Allokation
Grenze mit der Regelzone APG (Export/Import)
Tschechien Ungarn Slowenien Italien Schweiz Deutschland
Long Term (jährlich & monatlich) Joint Allocation Office (JAO)
Kein deklarierter Engpass
Täglich (day-ahead)  JAO  Market Coupling JAO
Intraday Damas-Portal von CEPS
 Novita-System von ELES JAO APG APG

Weitere Informationen

Die verfügbaren Kapazitäten sowie die Auktionstermine, Auktionsregeln und Ergebnisse werden auf der Website von JAO sowie auf der ENTSO-E Transparenzplattform veröffentlicht. Auf diesen Seiten finden Sie auch historische Daten ab 2011. Historische Ergebnisse der Auktionen ab 2003 bis 2011 können Sie in der Downloadbox rechts herunterladen.

Weiterführende Details finden Sie unter Regeln zur Fahrplananmeldung.