CACM Guideline

Verordnung zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement (CACM Guideline)

Überblick

Die CACM Guideline ist das Herzstück des Dritten Pakets hinsichtlich Marktintegration und deckt die kurzfristigen Energiemärkte, d.h. Day-Ahead und Intraday, im Strombereich ab. Sie wurde als erste der NCs/GLs im Strom am 24. Juli 2015 veröffentlicht und trat am 14. August 2015 in Kraft. Die Guideline beschreibt das Zielmodell, sowie die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement und die einhergehenden Rollen der betroffenen Einheiten. Mit dem nominierten Strommarktbetreiber (NEMO) wurde eine neue Funktionseinheit geschaffen, die in der Funktion als Marktkopplungsbetreiber die Strommarktkopplung durchführt. Die Bestimmung der Kapazitätsberechnungsregionen, die Entwicklung einer lastflussbasierten Kapazitätsberechnungsmethode und die Überprüfung bestehender Gebotszonenkonfigurationen stellen weitere Kernelemente dieser Guideline dar.

Wesentliche Ziele und Inhalte

Strommarktkopplung

  • In den Zeitbereichen Day-Ahead und Intraday
  • Vorwiegend basierend auf lastflussbasierter Kapazitätsberechnung
  • Durchgeführt von nominierten Strommarktbetreibern (NEMOs)

Die Grafik unterhalb zeigt eine Übersicht des Zielmodelles der einheitlichen Day-Ahead- und einheitlichen Intraday-Marktkopplung unter CACM unter Berücksichtigung der Aufgaben von NEMOs und Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB).

 

Übersicht des Zielmodelles

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Schlüsselprozesse

  • Benennung der NEMOs nach Art. 4
  • Einrichtung und Betreibung der Marktkopplungsbetreiber (MKB)-Funktion nach Art. 7
  • Bestimmung der Kapazitätsberechnungsregionen nach Art. 15 Abs. 1
  • Methode zur Kapazitätsberechnung nach Art. 20 – 26
  • Überprüfung bestehender Gebotszonenkonfigurationen nach Art. 32-33

Geschäftsbedingungen und Methoden

  • Erarbeitung von Geschäftsbedingungen und Methoden nach Art. 9 Abs. 6 bis 8 durch den/die betroffenen ÜNB und/oder NEMOs,
  • gefolgt von deren Genehmigung durch den/die betroffenen Regulierungsbehörde(n) (NRA(s)), und
  • schließlich deren Umsetzung durch den/die betroffene(n) ÜNB und/oder NEMOs

Die Gruppe der betroffenen ÜNB, NEMOs oder NRAs kann sich je nach Geschäftsbedingung und Methode unterscheiden:

  • Geschäftsbedingungen und Methoden nach Art. 9 Abs. 6 gelten EU-weit und betreffen alle ÜNB und/oder alle NEMOs und NRAs;
  • Geschäftsbedingungen und Methoden nach Art. 9 Abs. 7 gelten für eine bestimmte Region und umfassen den/die ÜNB und/oder den/die NEMO(s) und den/die NRA(s) der jeweiligen Region; und
  • Geschäftsbedingungen und Methoden nach Art. 9 Abs. 8 gelten national und betreffen den/die ÜNB und/oder den/die NEMO(s) und den NRA des jeweiligen Mitgliedstaates. vergrößern

Geschäftsbedingungen und Methoden und betroffene Region

Geschäftsbedingungen und Methoden und betroffene Region

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  • Geschäftsbedingungen und Methoden und betroffene Region
  • EU-WEIT:
  • Bestimmung der Kapazitätsberechnungsregionen
  • Plan zur Einrichtung und Ausführung der Marktkopplungsbetreiber (MKB)-Funktionen
  • Bereitstellung der Erzeugungs- und Lastdaten
  • Gemeinsames Netzmodell
  • Verteilung von Engpasserlösen
  • Zeitpunkt der Öffnung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes und der Zeitpunkt der Schließung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes
  • Day-Ahead-Verbindlichkeitszeitpunkt
  • Back-up-Methode
  • Bepreisung von Intraday-Kapazität
  • Algorithmen-Entwicklung
  • Höchst- und Mindestpreise
  • Produkte, die von NEMOs in den Marktkopplungsprozessen berücksichtigt werden
  • Berechnung der fahrplanbezogenen Austäusche
  • REGIONAL:
  • Festlegung von Ausweichverfahren
  • Kostenteilungsmethode für das Redispatching oder Countertrading
  • Koordinierte Redispatching und Countertrading Methode
  • Kapazitätsberechnungsmethode
  • NATIONAL:
  • Benennung der NEMOs
  • Regelungen bei mehr als einem NEMO in einer Gebotszone
  • ZUSÄTZLICHE PROZESSE:
  • Der nominierte Strommarktbetreiber (NEMO)
  • Allokationsregeln für die Gebotszonengrenze Schweiz-Österreich

<b>EU-WEIT:</b>

EU-WEIT

Bestimmung der Kapazitätsberechnungsregionen

Bestimmung der Kapazitätsberechnungsregionen

  • Relevante Artikel: Art. 15 Abs. 1 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 6 (b) CACM-VO
  • Betreffende Region: EU und daher Entscheidung aller NRAs
  • Status: ACER erließ am 1. April 2019 einen Beschluss über die Änderung der Festlegung der Kapazitätsberechnungsregionen. 

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

Laut Art 9(6) Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission vom 24. Juli 2015 zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement (konsolidierter Text 15.03.2021) bedarf diese angeführte Modalität oder Methode und etwaige Änderungen dieser, der Genehmigung der Agentur (ACER). Die weiterführenden Entscheidungen und Einreichungen können der ACER Website entnommen werden: https://www.acer.europa.eu/documents/official-documents/individual-decisions

 

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Plan zur Einrichtung und Ausführung der Marktkopplungsbetreiber (MKB)-Funktionen

Plan zur Einrichtung und Ausführung der Marktkopplungsbetreiber (MKB)-Funktionen

  • Relevante Artikel: Art. 7 Abs. 3 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 6 (a) CACM-VO
  • Betreffende Region: EU und daher Entscheidung aller NRAs
  • Status: Alle NRAs haben den Plan zur Einrichtung und Ausführung der Marktkopplungsbetreiber (MKB)-Funktion genehmigt

Alle NEMOs erarbeiten gemeinsam einen Plan mit einer Beschreibung, wie die MKB-Funktionen gemeinsam eingerichtet und ausgeführt werden sollen.

 

Bescheid V MCO 01/16 (3,2 MB)

  • Genehmigungsbescheid an EXAA Abwicklungsstelle für Energieprodukte AG
 

Bescheid V MCO 02/16 (1,3 MB)

  • Genehmigungsbescheid an EPEX SPOT SE
 

Bescheid V MCO 03/16 (1,3 MB)

  • Genehmigungsbescheid an Nord Pool AS
 

Beilage 1 (0,4 MB)

  • Genehmigter Vorschlag aller NEMOs zum Plan zur Einrichtung und Ausführung der MKB-Funktion
 

Beilage 2 (0,3 MB)

  • Positionspapier aller NRAs zum Plan zur Einrichtung und Ausführung der MKB-Funktion

Laut Art 9(6) Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission vom 24. Juli 2015 zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement (konsolidierter Text 15.03.2021) bedarf diese angeführte Modalität oder Methode und etwaige Änderungen dieser, der Genehmigung der Agentur (ACER). Die weiterführenden Entscheidungen und Einreichungen können der ACER Website entnommen werden: https://www.acer.europa.eu/documents/official-documents/individual-decisions

 

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Bereitstellung der Erzeugungs- und Lastdaten

Bereitstellung der Erzeugungs- und Lastdaten

  • Relevante Artikel: Art. 16 Abs. 1 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 6 (c) CACM-VO
  • Betreffende Region: EU und daher Entscheidung aller NRAs
  • Status: Alle NRAs haben die Methode zur Bereitstellung der Erzeugungs- und Lastdaten genehmigt.

Die Methode beschreibt welche Daten Erzeuger und Lasten (inklusive am Höchstspannungsnetz angeschlossene Verteilnetzbetreiber und Betreiber von Hoch-Gleichspannungs-Übertragungsleitungen (HGÜ)) wann an die ÜNB zu liefern haben. Dabei richtet sich die Methode explizit an Verteilnetzbetreiber, Betreiber von HGÜ-Leitungen, Erzeuger und Lasten. Die ÜNB verwenden diese Daten dann im gemeinsamen Netzmodell um die Kapazitätsberechnung für den Folgetag durchzuführen.

 

V GLDPM 01/16 (1,3 MB)

  • Genehmigungsbescheid an APG
 

Beilage 1 (0,5 MB)

  • All TSOs’ proposal for a generation and load data provision methodology in accordance with Article 16 of Commission Regulation (EU) 2015/1222 of 24 July 2015 establishing a guideline on capacity allocation and congestion management (dated 13 May 2016)
 

Beilage 2 (0,3 MB)

  • Approval by All Regulatory Authorities Agreed at the Energy Regulators’ Forum of the All TSO Proposal for Generation and Load Data Provision Methodology

Laut Art 9(6) Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission vom 24. Juli 2015 zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement (konsolidierter Text 15.03.2021) bedarf diese angeführte Modalität oder Methode und etwaige Änderungen dieser, der Genehmigung der Agentur (ACER). Die weiterführenden Entscheidungen und Einreichungen können der ACER Website entnommen werden: https://www.acer.europa.eu/documents/official-documents/individual-decisions

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Gemeinsames Netzmodell

Gemeinsames Netzmodell

  • Relevante Artikel: Art. 17 Abs. 1 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 6 (d) CACM-VO
  • Betreffende Region: EU und daher Entscheidung aller NRAs
  • Status: Alle NRAs haben die Methode zum Gemeinsames Netzmodell genehmigt

Das gemeinsame Netzmodell wird künftig von den ÜNB zur Kapazitätsberechnung herangezogen. Das Modell wird mit Daten von Erzeugern und Lasten (z.B. Kraftwerksfahrplänen) gespeist und liefert die Übertragungskapazitäten an die MKB-Funktion.

 

Bescheid V CGM 01/16 (1,3 MB)

  • Genehmigungsbescheid an APG
 

Beilage 1 (0,7 MB)

  • All TSOs’ proposal for a common grid model methodology in accordance with Article 17 of Commission Regulation (EU) 2015/1222 of 24 July 2015 establishing a guideline on capacity allocation and congestion management (dated 27 May 2016)
 

Beilage 2 (0,4 MB)

  • Approval by all Regulatory Authorities agreed at the Energy Regulators‘ Forum on the all TSO Proposal for Common Grid Model Methodology (CGMM) as amended in March 2017

Laut Art 9(6) Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission vom 24. Juli 2015 zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement (konsolidierter Text 15.03.2021) bedarf diese angeführte Modalität oder Methode und etwaige Änderungen dieser, der Genehmigung der Agentur (ACER). Die weiterführenden Entscheidungen und Einreichungen können der ACER Website entnommen werden: https://www.acer.europa.eu/documents/official-documents/individual-decisions

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Verteilung von Engpasserlösen

Verteilung von Engpasserlösen

  • Relevante Artikel: Art. 73 Abs. 1 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 6 (m) CACM-VO
  • Betreffende Region: EU und daher Entscheidung aller NRAs
  • Status: Am 14. Dezember 2018 erließ ACER eine Entscheidung über die Verteilung von Engpasserlösen

Die Methode zur Verteilung von Engpasserlösen regelt wie die Engpasserlöse, die an den Gebotszonengrenzen allokiert werden, an die ÜNB bzw. etwaige andere Eigentümer von Grenzverbindungen verteilt werden. Nachdem unter CACM-VO die Prämisse der impliziten Kapazitätsvergabe herrscht, bedeutet der Wechsel von der heute mehrheitlich angewandten expliziten Kapazitätsvergabe – und daraus resultierenden Auktionserlösen - , eine grundlegende Änderung für das Einkommen der ÜNB aus Kapazitätsvergaben.

Laut Art 9(6) Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission vom 24. Juli 2015 zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement (konsolidierter Text 15.03.2021) bedarf diese angeführte Modalität oder Methode und etwaige Änderungen dieser, der Genehmigung der Agentur (ACER). Die weiterführenden Entscheidungen und Einreichungen können der ACER Website entnommen werden: https://www.acer.europa.eu/documents/official-documents/individual-decisions

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Zeitpunkt der Öffnung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes und der Zeitpunkt der Schließung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes

Zeitpunkt der Öffnung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes und der Zeitpunkt der Schließung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes

  • Relevante Artikel: Art. 59 Abs. 1 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 6 (k) CACM-VO
  • Betreffende Region: EU und daher Entscheidung aller NRAs
  • Status: Am 24. April 2018 erließ ACER einen Beschluss über den Zeitpunkt der Öffnung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes und den Zeitpunkt der Schließung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes

Der Zeitpunkt der Öffnung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes und der Zeitpunkt der Schließung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes beschreiben das Zeitfenster, innerhalb welchem der grenzüberschreitende Intraday Handel möglich ist.

Laut Art 9(6) Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission vom 24. Juli 2015 zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement (konsolidierter Text 15.03.2021) bedarf diese angeführte Modalität oder Methode und etwaige Änderungen dieser, der Genehmigung der Agentur (ACER). Die weiterführenden Entscheidungen und Einreichungen können der ACER Website entnommen werden: https://www.acer.europa.eu/documents/official-documents/individual-decisions

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Day-Ahead-Verbindlichkeitszeitpunkt

Day-Ahead-Verbindlichkeitszeitpunkt

  • Relevante Artikel: Art. 69 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 6 (l) CACM-VO
  • Betreffende Region: EU und daher Entscheidung aller NRAs
  • Status: Alle NRAs haben den Vorschlag aller ÜNB genehmigt

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.

 

Bescheid V DAFD 01/16 (1,2 MB)

  • Genehmigungsbescheid an APG
 

Beilage 1 (0,3 MB)

  • Genehmigter Vorschlag aller ÜNB
 

Beilage 2 (0,3 MB)

  • Positionspapier zur Genehmigung aller NRAs

Laut Art 9(6) Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission vom 24. Juli 2015 zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement (konsolidierter Text 15.03.2021) bedarf diese angeführte Modalität oder Methode und etwaige Änderungen dieser, der Genehmigung der Agentur (ACER). Die weiterführenden Entscheidungen und Einreichungen können der ACER Website entnommen werden: https://www.acer.europa.eu/documents/official-documents/individual-decisions

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Back-up-Methode

Back-up-Methode

  • Relevante Artikel: Art. 36 Abs. 3 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 6 (f) CACM-VO
  • Betreffende Region: EU und daher Entscheidung aller NRAs
  • Status: Alle NRAs haben den Vorschlag zur Back-up-Methode genehmigt

Die Back-up-Methode beschreibt welche Maßnahmen die NEMOs setzen, um den Betrieb der Marktkopplung sicherzustellen.

 

Bescheid V BAM 01/17 (2,6 MB)

  • Genehmigungsbescheid an EXAA Abwicklungsstelle für Energieprodukte AG
 

Bescheid V BAM 02/17 (2,6 MB)

  • Genehmigungsbescheid an Nord Pool AS
 

Bescheid V BAM 03/17 (2,7 MB)

  • Genehmigungsbescheid an EPEX SPOT SE
 

Beilage 1 (0,4 MB)

  • Genehmigter Vorschlag zur Back-up-Methode
 

Beilage 2 (0,4 MB)

  • Positionspapier aller NRAs zur Back-up-Methode

Laut Art 9(6) Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission vom 24. Juli 2015 zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement (konsolidierter Text 15.03.2021) bedarf diese angeführte Modalität oder Methode und etwaige Änderungen dieser, der Genehmigung der Agentur (ACER). Die weiterführenden Entscheidungen und Einreichungen können der ACER Website entnommen werden: https://www.acer.europa.eu/documents/official-documents/individual-decisions

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Bepreisung von Intraday-Kapazität<hr>

Bepreisung von Intraday-Kapazität

  • Relevante Artikel: Art. 55 Abs. 1 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 6 (j) CACM-VO
  • Betreffende Region: EU und daher Entscheidung aller NRAs
  • Status: ACER erließ am 24. Jänner 2019 einen Beschluss über den Vorschlag zur Bepreisung von Intraday-Kapazität.

Die Methode für die Bepreisung zonenübergreifender Intraday-Kapazität dient dazu, Marktengpässe widerzuspiegeln und diese entsprechend in die Intraday-Kapazität einzupreisen.

Laut Art 9(6) Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission vom 24. Juli 2015 zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement (konsolidierter Text 15.03.2021) bedarf diese angeführte Modalität oder Methode und etwaige Änderungen dieser, der Genehmigung der Agentur (ACER). Die weiterführenden Entscheidungen und Einreichungen können der ACER Website entnommen werden: https://www.acer.europa.eu/documents/official-documents/individual-decisions
 

 

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Algorithmen-Entwicklung

Preiskoppelalgorithmen für Day-Ahead und Intraday

  • Relevante Artikel: Art. 37 Abs. 1 sowie Art. 37 Abs. 5 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 6 (g) CACM-VO
  • Betreffende Region: EU und daher Entscheidung aller NRAs
  • Status: Am 31.7.2019 haben alle NEMOs einen neuen Vorschlag zur Genehmigung eingereicht.

Alle NEMOs erarbeiten einen Vorschlag für Algorithmen, jeweils für die Day-Ahead- und die Intraday-Marktkopplung, die die von allen ÜNB und allen NEMOs gestellten Anforderungen erfüllen.

Laut Art 9(6) Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission vom 24. Juli 2015 zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement (konsolidierter Text 15.03.2021) bedarf diese angeführte Modalität oder Methode und etwaige Änderungen dieser, der Genehmigung der Agentur (ACER). Die weiterführenden Entscheidungen und Einreichungen können der ACER Website entnommen werden: https://www.acer.europa.eu/documents/official-documents/individual-decisions

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Höchst- und Mindestpreise

Höchst- und Mindestpreise

  • Relevante Artikel: Art. 41 Abs. 1 (für Day-Ahead) und Art. 54 Abs. 2 (für Intraday) in Verbindung mit Art. 9 Abs. 6 (h) CACM-VO
  • Betreffende Region: EU und daher Entscheidung aller NRAs
  • Status: ACER erließ am 14. November 2017 Entscheidungen zu den Höchst- und Mindestpreisen für die einheitliche Day-Ahead- und einheitliche Intraday-Marktkopplung

Laut Art 9(6) Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission vom 24. Juli 2015 zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement (konsolidierter Text 15.03.2021) bedarf diese angeführte Modalität oder Methode und etwaige Änderungen dieser, der Genehmigung der Agentur (ACER). Die weiterführenden Entscheidungen und Einreichungen können der ACER Website entnommen werden: https://www.acer.europa.eu/documents/official-documents/individual-decisions

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Produkte, die von NEMOs in den Marktkopplungsprozessen berücksichtigt werden<hr>

 

Produkte, die von NEMOs in den Marktkopplungsprozessen berücksichtigt werden

  • Relevante Artikel: Art. 40 (für Day-Ahead) und Art. 53 (für Intraday) in Verbindung mit Art. 9 Abs. 6 (h) CACM-VO
  • Betreffende Region: EU und daher Entscheidung aller NRAs
  • Status: Alle NRAs haben die Produkte für die Day-Ahead-Marktkopplung genehmigt. Am 31.7.2019 haben alle NEMOs einen Vorschlag für die Produkte der Intraday-Marktkopplung zur Genehmigung bei ACER eingereicht.

Alle NEMOs legen die Produkte, die für die Day-Ahead- und Intraday-Marktkopplung zur Verfügung stehen fest.

Laut Art 9(6) Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission vom 24. Juli 2015 zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement (konsolidierter Text 15.03.2021) bedarf diese angeführte Modalität oder Methode und etwaige Änderungen dieser, der Genehmigung der Agentur (ACER). Die weiterführenden Entscheidungen und Einreichungen können der ACER Website entnommen werden: https://www.acer.europa.eu/documents/official-documents/individual-decisions

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Berechnung der fahrplanbezogenen Austäusche

Berechnung der fahrplanbezogenen Austausche

  • Relevante Artikel: Art. 43 Abs. 1 (für Day-Ahead) sowie Art. 56 Abs. 1 (für Intraday) in Verbindung mit Art. 9 Abs. 7 (c) CACM-VO
  • Betreffende Region: Regional und daher Entscheidung aller NRAs einer Region
  • Status: Alle NRAs haben die Methoden zur Berechnung der fahrplanbezogenen Austausche aller ÜNB genehmigt.

Diese Methode beschreibt, wie die ÜNB aus den Austäuschen zwischen Gebotszonen, die von der MKB-Funktion bereit gestellt werden, die fahrplanbezogenen Austäusche zwischen den einzelnen ÜNB für die Zeitbereiche Day-Ahead und den Intraday berechnen. Obwohl der Vorschlag zu dieser Methode nach Art. 9 Abs. 7 (c) CACM-VO sich auf eine bestimmte Region bezieht, entschieden sich alle ÜNB diese Methode gemeinsam auszuarbeiten. Damit soll dem Risiko von Ineffizienzen und zu einander nicht kompatible Vorschlägen entgegengewirkt werden.

1. Day-Ahead (DA)

 

Genehmigung durch alle NRAs

Am 19.03.2019 wurde der abgeänderte Vorschlag für die Methode zur Berechnung der fahrplanbezogenen Austäusche für den Day-Ahead Zeitbereich von allen NRAs genehmigt.

 

Bescheid V SEC 01/18 (3,0 MB)

  • Genehmigungsbescheid an APG
 

Beilage 1 (3,4 MB)

  • Genehmigter Vorschlag aller ÜNB
 

Beilage 2 (0,3 MB)

  • Positionspapier zur Genehmigung aller NRAs

2. Intraday (ID)

 

Genehmigung durch alle NRAs

Am 05.06.2019 wurde der abgeänderte Vorschlag für die Methode zur Berechnung der fahrplanbezogenen Austäusche für den Intraday Zeitbereich von allen NRAs genehmigt.

 

Bescheid V SEC 02/18 (1,0 MB)

  • Genehmigungsbescheid an APG
 

Beilage 1 (15,9 MB)

  • Genehmigter Vorschlag aller ÜNB
 

Beilage 2 (2,0 MB)

  • Positionspapier zur Genehmigung aller NRAs

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<b>REGIONAL:</b>

REGIONAL

Festlegung von Ausweichverfahren

Festlegung von Ausweichverfahren

  • Relevante Artikel: Art. 44 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 7 (e) CACM-VO
  • Betreffende Region: Regional und daher Entscheidung aller NRAs einer Region
  • Status Region Core: ACER hat am 27. September 2018 einen Beschluss über die Festlegung von Ausweichverfahren  erlassen.
  • Status Region Italy North: Die NRAs der Region Italy North haben am 30. Jänner 2018 die Methode zur Festlegung von Ausweichverfahren genehmigt.

 

Region CORE

Region Italy North

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Kostenteilungsmethode für das Redispatching oder Countertrading

 

Kostenteilungsmethode für das Redispatching oder Countertrading

  • Relevante Artikel: Art. 74 Abs. 1 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 7 (h) CACM-VO
  • Betreffende Region: Regional und daher Entscheidung aller NRAs einer Region
  • Status Region Core: ACER hat den NRAs am 30.9.2019 eine Verlängerung von 6 Monaten für eine Einigung gewährt
  • Status Region Italy North: Die ÜNB der Region Italy North konnten sich nicht zur Einreichung auf eine gemeinsame abgeänderte Methode einigen 

 

Region CORE

https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Individual%20Decisions/ACER%20Decision%2030-2020%20on%20Core%20RDCT%20Cost%20Sharing_1.pdf

 

Region Italy North

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Koordinierte Redispatching und Countertrading Methode

Koordinierte Redispatching und Countertrading Methode

  • Relevante Artikel: Art. 35 Abs. 1 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 7 (c) CACM-VO
  • Betreffende Region: Regional und daher Entscheidung aller NRAs einer Region
  • Status Region Core: ACER hat den NRAs am 30.9.2019 eine Verlängerung von 6 Monaten für die Einigung gewährt
  • Status Region Italy North: Die NRAs der Region Italy North haben die geänderte Methode für ein koordiniertes Redispatching und Countertrading genehmigt

Region CORE

https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Individual%20Decisions/ACER%20Decision%2035-2020%20on%20Core%20RDCT%2035_0.pdf

Region Italy North

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Kapazitätsberechnungsmethode<hr>

Kapazitätsberechnungsmethode

  • Relevante Artikel: Art. 20 Abs. 2 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 7 (a) CACM-VO
  • Betreffende Region: Regional und daher Entscheidung aller NRAs einer Region
  • Status Region Core: Alle NRAs stellen einen Antrag auf Abänderung

1, Region Core

1.1. Day Ahead

1.2. Intraday

19.04.2022_Aktuelle ACER-Decision zu „Intraday Interim“: 
https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Individual%20Decisions/ACER%20Decision%2006-2022%20on%20the%20First%20amendment%20of%20the%20Core%20Intraday%20CCM_0.pdf
 

2. Region IN

2.1. Day-Ahead und Intraday

 

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<b>NATIONAL:</b>

NATIONAL

Benennung der NEMOs

Benennung der NEMOs

  • Relevante Artikel: Art. 4 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 8 (a) CACM-VO
  • Betreffende Region: Österreich und daher nationale Entscheidung
  • Status: Benennung der NEMOs in Österreich ist per 14. Dezember 2015 erfolgt

Die E-Control erhielt Ansuchen zur Benennung als NEMO von folgenden Betreibern von Strombörsen: Nord Pool Spot AS[1], EXAA Abwicklungsstelle für Energieprodukte AG sowie EPEX Spot SE. Nach eingehender Prüfung der Designierungsunterlagen wurden per 14. Dezember 2015 Nord Pool Spot AS1, EXAA Abwicklungsstelle für Energieprodukte AG sowie EPEX Spot SE als nominierte Strommarktbetreiber für die einheitliche Day-Ahead- und Intraday-Marktkopplung in Österreich von E-Control benannt.

[1] EXAA Abwicklungsstelle für Energieprodukte AG wurde ab 15.12.2019 als nominierter Strommarktbetreiber für die Durchführung der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung in Österreich benannt

[2] Die European Market Coupling Operator AS (EMCO) wurde ab 15.12.2019 als nominierter Strommarktbetreiber für die Durchführung der einheitlichen Day-Ahead- und Intraday-Marktkopplung in Österreich benannt

[3] Im Zuge des „Passporting“ kann EPEX SPOT SE (EPEX), welcher als NEMO in Frankreich nominiert ist, Handelsdienstleistungen in anderen Mitgliedsstaaten, in denen er nicht benannt ist, anbieten.

Benannte NEMOs in der EU

Die nachfolgende Karte zeigt die benannten NEMOs in der EU für Day-Ahead und Intraday (Stand 9. Jänner 2017).

Benannte NEMOs in der EU (Stand: 9. Jänner 2017)

Benannte NEMOs in der EU (Stand: 9. Jänner 2017) vergrößern

 

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Regelungen bei mehr als einem NEMO in einer Gebotszone<hr>

Regelungen bei mehr als einem NEMO in einer Gebotszone

  • Relevante Artikel: Art. 45 und 57 in Verbindung mit Art. 9 Abs. 8 (d) CACM-VO
  • Betreffende Region: Österreich und daher nationale Entscheidung
  • Status: E-Control genehmigt im Einvernehmen mit der Bundesnetzagentur (DE) und l’Institut Luxembourgeois de Régulation (ILR) (LU) den abgeänderten Vorschlag der sechs ÜNB in der Deutsch-Österreichischen-Luxemburgischen (DE/AT/LU) Gebotszone.

Die Methode beschreibt Prozesse vor und nach der Marktkopplung sowie Lösungen für Besonderheiten die sich durch mehrere NEMOs in einer Gebotszone ergeben. Der Vorschlag zu dieser Methode ist von den betroffenen ÜNB im Einvernehmen mit den betroffenen NEMOs auszuarbeiten. Auch wenn diese Methode laut CACM-VO Art. 9 Abs. 8 (d) sich auf einen Mitgliedsstaat beschränkt – also eine nationale Entscheidung verlangt - , wurde die Methode aus praktischen Gründen gemeinsam von den ÜNB 50 Hertz (DE), Amprion (DE), APG (AT), CREOS (LU), Transnet BW (DE) und Tennet Deutschland (DE) – also allen ÜNB in der Gebotszone DE/AT/LU – ausgearbeitet. Ein strikt nationaler Fokus dieser Methode hätte aus Sicht der ÜNB und NRAs der Gebotszone DE/AT/LU zu möglichen Ineffizienzen und nicht-kompatiblen Lösungsansätzen geführt. Nichtsdestotrotz verbleibt die Entscheidung über die Regelungen bei mehr als einem NEMO in einer Gebotszone eine nationale Kompetenz.

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<b>ZUSÄTZLICHE PROZESSE:</b>

 

 

ZUSÄTZLICHE PROZESSE:

Der nominierte Strommarktbetreiber (NEMO)

Der nominierte Strommarktbetreiber (NEMO)

Die CACM VO führt den nominierten Strommarktbetreiber („NEMO“ von: nominated electricity market operator) formal als neuen Akteur ein und definiert ihn als „… eine Funktionseinheit, die von der zuständigen Behörde für die Ausübung von Aufgaben im Zusammenhang mit der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung oder der einheitlichen Intraday-Marktkopplung benannt wurde“. Dem NEMO obliegt – gemeinsam mit den Übertragungsnetzbetreibern – die Einrichtung und Betreibung der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung.

Ein und derselbe NEMO kann in mehreren Mitgliedsstaaten benannt werden und ein Mitgliedsstaat kann mehrere NEMOs benennen (sofern kein gesetzlich nationales Monopol für Handelsdienstleistungen vorliegt). In Mitgliedsstaaten mit mehreren NEMOs stehen diese zukünftig miteinander in Konkurrenz, was eine Neuerung für den Strommarkt bedeutet.

Weiters wird bei der Benennung von NEMOs prinzipiell zwischen dem Day-Ahead- und Intraday-Zeitrahmen unterschieden.

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Allokationsregeln für die Gebotszonengrenze Schweiz-Österreich

Allokationsregeln für die Gebotszonengrenze Schweiz-Österreich

Die Regeln für die Allokation der Übertragungskapazitäten an der Grenze zur Schweiz wurden von den beiden betroffenen Übertragungsnetzbetreibern (APG und Swissgrid) erarbeitet und im August 2020 von der E-Control genehmigt. Sie ermöglichen eine kontinuierliche explizite Zuteilung der Kapazitäten über eine Web-Plattform nach dem "First-come, first-served" Prinzip. 

 

Intraday Allokationsregeln

Day Ahead Allokationsregeln